Relazione semestrale al 30 giugno 2006

Relazione semestrale al 30 giugno 2006

MISSIONE Perseguire la soddisfazione dei nostri clienti nell’industria dell’energia, affrontando ogni sfida con soluzioni sicure, affidabili ed innovative. Ci affidiamo a team competenti e multi-locali in grado di fornire uno sviluppo sostenibile per la nostra azienda e per le comunità dove operiamo.

I NOSTRI VALORI Impegno alla sicurezza, integrità, apertura, flessibilità, integrazione, innovazione, qualità, competitività, lavoro di gruppo, umiltà, internazionalizzazione.

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

COLLEGIO SINDACALE

Presidente Pietro Franco Tali

Presidente Paolo Andrea Colombo

Amministratore Delegato Hugh James O’Donnell

Sindaci Effettivi Fabrizio Gardi Fabio Venegoni

Consiglieri Angelo Caridi Francesco Gatti Jacques Yves Léost Marco Mangiagalli Pierantonio Nebuloni Gesualdo Pianciamore Ian Wybrew-Bond

Sindaci Supplenti Luca Giovanni Caretta Giulio Gamba SOCIETA’ DI REVISIONE PricewaterhouseCoopers SpA

La Saipem è soggetta all’attività di direzione e coordinamento dell’Eni SpA

Relazione semestrale al 30 giugno 2006 Sommario Relazione e situazione contabile consolidata del Gruppo Saipem

Relazione sull’andamento della gestione del Gruppo Saipem

Organi sociali e di controllo di Saipem SpA 2 Risultati del semestre 3 Struttura partecipativa del Gruppo Saipem 5 6 8 10 10 12 13 20 24 27 30 30 35 39 40 43 47 48 48 48 49 50 51 52 53

Situazione contabile consolidata del Gruppo Saipem al 30 giugno 2006

Relazione della società di revisione sulla relazione semestrale Informazioni relative alla Capogruppo Saipem SpA

Relazione della società di revisione sugli effetti della transizione agli IFRS

55 57 63 64 66 74 75 77 87

Nota sull’andamento del titolo Saipem SpA Glossario Andamento operativo Le acquisizioni ed il portafoglio Gli investimenti per settore di attività: Offshore Onshore Perforazioni Mare Perforazioni Terra Commento ai risultati economico finanziari Risultati economici Situazione patrimoniale e finanziaria Attività di ricerca e sviluppo Qualità, salute, sicurezza e ambiente Risorse umane Sistema informativo Altre informazioni Acquisto di azioni proprie Stock option Attività dell’Audit Committee Attività del Compensation Committee Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre Evoluzione prevedibile della gestione Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori Schemi di bilancio Criteri di redazione Principi di consolidamento Criteri di valutazione Modifica dei criteri contabili Utilizzo di stime contabili Area di consolidamento Note alla situazione contabile consolidata

126

129 130 141 146 147 147

Effetti derivanti dalla prima applicazione degli IFRS Situazione contabile di Saipem SpA al 30 giugno 2006 Criteri di valutazione Azioni proprie detenute da Saipem SpA Rapporti con le imprese controllate, le collegate, la controllante e le altre imprese del Gruppo Eni 148 Situazione delle partecipazioni e andamento delle partecipate 154

Approvata dal Consiglio di Amministrazione nella riunione del 20 settembre 2006

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / R I S U LTAT I D E L S E M E S T R E

Risultati del semestre In data 27 marzo 2006 ha avuto esecuzione il contratto di acquisto del 100% del capitale di Snamprogetti con il pagamento da parte di Saipem di un corrispettivo di 680 milioni di euro. In coerenza con quanto previsto dai principi contabili che regolano in maniera espressa le “business combination under common control”, il maggior prezzo pagato rispetto al patrimonio netto contabile al 31 marzo 2006 della Snamprogetti, pari a 440 milioni di euro, è stato portato a decremento del patrimonio netto consolidato del Gruppo Saipem. La situazione semestrale recepisce gli effetti associati al consolidamento della Snamprogetti a decorrere dalla data di assunzione del controllo da parte di Saipem e quindi dal 1° aprile 2006. L’operazione in esame si configura come una “business combination under common control” ed è stata contabilizzata in continuità di valori. A seguito dell’acquisizione di Snamprogetti, il Gruppo Saipem si è riorganizzato in tre business unit: Offshore, Onshore e Perforazioni. La preesistente business unit LNG è stata accorpata nell’Onshore, mentre la business unit Leased Fpso è stata integrata nell’Offshore. La business unit MMO è stata invece disaggregata per confluire parte nell’Onshore e parte nell’Offshore. Per ciascuna business unit vengono fornite informazioni di dettaglio e un’articolazione dei risultati economici fino al livello dell’utile operativo. Per la business unit Perforazioni le informazioni e i dati economici vengono disaggregati tra Mare e Terra. Conseguentemente, ai fini dell’ “Informativa di settore” prescritta dallo IAS 14 i segmenti presentati sono passati da sette a quattro. Tale modalità di rappresentazione è coerente con quanto prescritto dallo IAS 14 “Informativa di settore” sia in termini di aderenza alla nuova struttura organizzativa (paragrafo 14.27) sia per la rilevanza dei settori di attività aggregati (paragrafo 14.36). I dati del corrispondente periodo del precedente esercizio sono stati coerentemente riclassificati (paragrafo 14.43). Nel primo semestre del 2006 il Gruppo Saipem ha conseguito risultati positivi superiori rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente. In particolare: Valori senza Snamprogetti I Ricavi ammontano a 2.374 milioni di euro (2.119 nel corrispondente semestre del 2005). L’Utile operativo ammonta a 219 milioni di euro (154 nel corrispondente semestre del 2005). L’Utile netto ammonta a 152 milioni di euro (108 nel corrispondente semestre del 2005). Il Cash flow (utile più ammortamenti) ammonta a 249 milioni di euro (202 nel corrispondente semestre del 2005). Valori comprensivi di Snamprogetti I Ricavi ammontano a 3.095 milioni di euro. L’Utile operativo ammonta a 244 milioni di euro. L’Utile netto ammonta a 162 milioni di euro. Il Cash flow (utile più ammortamenti) ammonta a 265 milioni di euro. Il settore Offshore ha espresso circa il 46% dei ricavi e il 53% dei margini complessivi, a testimonianza del posizionamento competitivo di eccellenza e dell’efficienza raggiunta dal Gruppo in questo settore; l’Onshore ha rappresentato il 44% dei ricavi e il 23% dei margini e le Perforazioni hanno generato il 10% dei ricavi e il 24% dei margini. L’indebitamento finanziario netto, a seguito dell’acquisizione di Snamprogetti, nonché della distribuzione dei dividendi e dell’acquisto di azioni proprie finalizzate ai piani di stock option e stock grant, si attesta sui 1.532 milioni di euro. Nel semestre sono da segnalare i seguenti fatti di particolare importanza: - sono stati acquisiti nuovi contratti per complessivi 5.782 milioni di euro (di cui 1.825 milioni di euro di competenza Snamprogetti); - sono proseguite le attività relative alla conversione della nave cisterna Margaux in unità FPSO denominata Citade de Vitoria, che opererà in Brasile nel campo Petrobras di Golfinho 2 per conto Petrobras; - sono stati realizzati interventi migliorativi sul jack-up Perro Negro 4 propedeutici all’esecuzione di un contratto in Egitto per conto Petrobel; - sono proseguiti gli investimenti per potenziare le basi operative in Nigeria e Kazakhstan, aree per le quali si prevede un forte sviluppo di mercato nel medio termine. Il primo semestre del 2006 conferma che il modello industriale Saipem, caratterizzato da una flotta navale tecnologicamente all’avanguardia, da distintive competenze ingegneristiche e di project management e da un forte radicamento locale, assicura un posizionamento competitivo di eccellenza sia per la fornitura di servizi specialistici che per la realizzazione di progetti “chiavi in mano” in aree di frontiera.

2

Sono rappresentate solo le società consolidate con il metodo integrale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / S T R U T T U R A P A R T E C I P AT I VA

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006

Struttura partecipativa del Gruppo Saipem

3

4

Relazione sull’andamento della gestione del Gruppo Saipem

5

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L T I TO LO S A I P E M

Nota sull’andamento del titolo Saipem SpA

Nel primo semestre del 2006, la quotazione delle azioni ordinarie Saipem presso Borsa Italiana ha registrato una variazione positiva del 30% passando da 13,793 euro di fine anno 2005 a 17,784 euro di fine giugno 2006. In data 22 maggio 2006 è stato distribuito un dividendo di 0,19 euro per azione superiore di oltre il 25% di quello pagato l’anno precedente (0,15 euro per azione). Nel semestre, il titolo Saipem ha continuato a beneficiare delle buone prospettive di investimenti delle compagnie petrolifere e del sostenuto prezzo degli idrocarburi; in particolare, anche grazie all’acquisizione di Snamprogetti, il titolo ha raggiunto a fine aprile il nuovo massimo storico a 21,14 euro. Come nei precedenti semestri, l’azione ha avuto un andamento decisamente migliore di quello del mercato, con l’indice SPMIB cresciuto del 2%. La capitalizzazione di mercato della società a fine periodo è stata di circa 7,8 miliardi di euro.

6

La liquidità del titolo è notevolmente aumentata nel periodo considerato: le azioni trattate nel semestre sono state 548 milioni circa, in crescita di oltre il 50% rispetto al primo semestre dello scorso anno, con un controvalore degli scambi pari a 9.574 milioni di euro, circa tre volte maggiore al valore registrato nello stesso periodo dello scorso anno (3.585 milioni di euro). Per quanto riguarda le azioni di risparmio, che rappresentano peraltro quantitativi molto modesti rispetto alle azioni ordinarie, si è registrato un aumento del 16,7% passando da 15 euro di fine anno 2005 ai 17,5 euro di fine giugno 2006. Il dividendo distribuito, relativo alle azioni di risparmio, è stato di 0,22 euro per azione.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L T I TO LO S A I P E M

Quotazioni alla Borsa Valori di Milano

2002

2003

2004

2005

1° Semestre 2006 (valori espressi in €)

Azioni Ordinarie (*) massima

7,66

7,31

9,42

14,34

21,14

minima

4,68

5,24

6,16

8,69

13,79

media

6,41

6,30

7,93

11,40

17,60

fine periodo

6,40

6,46

8,86

13,79

17,78

massima

13,71

7,48

9,45

15,52

21,50

minima

5,05

5,80

6,60

8,74

14,42

media

7,38

6,71

8,14

11,95

18,22

fine periodo

7,19

6,98

8,74

15,00

17,50

Azioni di Risparmio (**)

(*) al 30 giugno 2006 - n° 441.242.426 azioni ordinarie. (**) al 30 giugno 2006 - n° 168.474 azioni di risparmio convertibili alla pari in azioni ordinarie senza limiti di tempo.

7

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / G LO S S A R I O

Glossario Termini Finanziari

corrente). EPC (Engineering, Procurement, Construction): contratto tipico del

IFRS: International Financial Reporting Standards (principi contabi-

settore Costruzioni Terra avente per oggetto la realizzazione di

li internazionali) emanati dallo IASB (International Accounting

impianti nel quale la società fornitrice del servizio svolge le attività

Standards Board e adottati dalla Commissione Europea.

di ingegneria, approvvigionamento dei materiali e di costruzione.

Comprendono: gli International Financial Reporting Standards

Si parla di “contratto chiavi in mano” quando l’impianto è conse-

(IFRS), gli International Accounting Standards (IAS), le interpreta-

gnato pronto per l’avviamento ovvero già avviato.

zioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretation

EPIC (Engineering, Procurement, Installation, Construction): con-

Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee

tratto tipico del settore Costruzioni Mare avente per oggetto la

(SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International

realizzazione di un progetto complesso nel quale la società forni-

Financial Reporting Standards (IFRS) è stata adottata dallo IASB per

trice del servizio (“global or main contractor”, normalmente una

i principi emessi successivamente al maggio 2003. I principi emes-

società di costruzioni o un consorzio) svolge le attività di ingegne-

si antecedentemente hanno mantenuto la denominazione di IAS.

ria, approvvigionamento dei materiali, di costruzione degli impian-

Leverage: misura il grado di indebitamento della società ed è cal-

ti e delle relative infrastrutture, di trasporto al sito di installazione e

colato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il

delle attività preparatorie per l’avvio degli impianti.

patrimonio netto comprensivo degli interessi di terzi azionisti.

Facilities: servizi, strutture e installazioni ausiliarie necessarie per il

Margine di Attività: Risultato Operativo prima delle spese genera-

funzionamento degli impianti primari.

li.

Flare: alta struttura metallica utilizzata per bruciare il gas che si

Roace: indice di rendimento del capitale investito calcolato come

separa dall’olio nei pozzi ad olio, quando non è possibile utilizzarlo

rapporto tra l’utile netto prima degli interessi di terzi azionisti

sul posto o trasportarlo altrove.

aumentato degli oneri finanziari netti correlati all’indebitamento

Floatover: metodo di installazione di moduli di piattaforme mari-

finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale

ne senza l’esecuzione di operazioni di sollevamento. Un mezzo

investito netto medio.

navale specifico trasporta il modulo da installare, si posiziona internamente ai punti di sostegno, varia il proprio assetto operando sulle casse di zavorra e abbassandosi posa il modulo sui punti di

Attività Operative Acque convenzionali: profondità d’acqua inferiori ai 500 metri. Acque profonde: profondità d’acqua superiori ai 500 metri. Buckle detection: sistema che, basandosi sull’utilizzo di onde elettromagnetiche, nel corso della posa è in grado di segnalare il collasso o la deformazione della condotta posata sul fondo. Bundles: fasci di cavi. Commissioning: insieme delle operazioni necessarie per la messa in esercizio di un gasdotto, degli impianti e delle relative apparecchiature. Decommissioning: operazione richiesta per mettere fuori servizio un gasdotto o un impianto o le apparecchiature collegate. Viene effettuato alla fine della vita utile dell’impianto in seguito ad un incidente, per ragioni tecniche o economiche, per motivi di sicurezza e ambientali. Deck: area di coperta, o ponte di lavoro, di una piattaforma su cui sono montati gli impianti di processo, le apparecchiature, i moduli alloggio e le unità di perforazione. Dynamic Positioning Heavy Lifting Vessel (Nave per grandi sollevamenti a posizionamento dinamico): mezzo navale dotato di gru di elevata capacità di sollevamento in grado di mantenere una posizione definita rispetto ad un certo sistema di riferimento con elevata precisione mediante la gestione di propulsori (eliche), in modo da annullare le forzanti ambientali (vento, moto ondoso,

8

sostegno. Una volta che il modulo è a contatto con i punti di sostegno, il mezzo navale si sfila e si provvede ad assicurare il modulo alla struttura di supporto. FPSO vessel: sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo (Floating Production, Storage and Offloading), costituito da una petroliera di grande capacità, in grado di disporre di un impianto di trattamento degli idrocarburi di notevole dimensioni. Questo sistema, che viene ormeggiato a prua per mantenere una posizione geostazionaria, è, in effetti, una piattaforma temporaneamente fissa, che collega le teste di pozzo sottomarine, mediante collettori verticali (riser) dal fondo del mare, ai sistemi di bordo di trattamento, stoccaggio e trasbordo. GNL: Gas Naturale Liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con raffreddamento del gas naturale a -160°C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a circa 1.500 metri cubi di gas. Gunitatura (concrete coating): rivestimento e zavorramento di condotte posate sul fondo del mare mediante cemento armato in modo da proteggere l’esterno della condotta da urti e corrosioni. Hydrocracking (impianto di): impianto all’interno del quale viene realizzato il processo di separazione delle grosse molecole di idrocarburi. Hydrotesting: operazione eseguita con acqua pompata ad alta pressione (più alta della pressione operativa) nelle condotte per

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / G LO S S A R I O

verificarne la piena operatività e per assicurare che siano prive di

viene utilizzata per i fondali medio-bassi.

difetti.

Slug catcher: impianto per la depurazione del gas.

Jacket: struttura reticolare inferiore di una piattaforma fissata

Sour water: acqua che contiene una certa quantità di contaminan-

mediante pali a fondo mare.

ti disciolti.

Jack-up: unità marina mobile di tipo autosollevante, per la perfora-

Spar: sistema di produzione galleggiante, ancorato al fondo marino

zione dei pozzi offshore, dotata di uno scafo e di gambe a traliccio.

mediante un sistema di ancoraggio semi-rigido, costituito da uno

J-laying (posa a “J”): posa di una condotta utilizzando una rampa di

scafo cilindrico verticale che supporta la struttura di una piattafor-

varo quasi verticale per cui la condotta assume una configurazione

ma.

a “J”. Questo tipo di posa è adatta ad alti fondali.

Spool: inserto di collegamento tra una tubazione sottomarina e il

Midstream: settore costituito dalle attività dedicate alla costruzio-

riser di una piattaforma, o comunque inserto per collegare due

ne e gestione di infrastrutture per il trasporto idrocarburi.

estremità di tubazioni.

Moon pool: apertura dello scafo delle navi di perforazione per il

Stripping: processo mediante il quale i prodotti volatili indesidera-

passaggio delle attrezzature necessarie all’attività.

ti sono allontanati dalla miscela liquida o dalla massa solida in cui

Mooring buoy: sistema di ormeggio in mare aperto.

sono disciolti.

Offshore/Onshore: il termine offshore indica un tratto di mare

Surf facilities: insieme di condotte ed attrezzature che collegano

aperto e, per estensione, le attività che vi si svolgono; onshore è

un pozzo od un sistema sottomarino con un impianto galleggiante.

riferito alla terra ferma e, per estensione, alle attività che vi si svol-

Template: struttura sottomarina rigida e modulare sulla quale ven-

gono.

gono a trovarsi tutte le teste pozzo del giacimento.

Ombelicale: cavo flessibile di collegamento che, in un unico invo-

Tendons: tubi tiranti e stabilizzanti utilizzati per tensionare le

lucro, contiene cavi e tubi flessibili.

Tension leg platform per permettere alla piattaforma la necessaria

Pig: apparecchiatura che viene utilizzata per pulire, raschiare e

stabilità per la sua operatività.

ispezionare una condotta.

Tension leg platform (TLP): piattaforma galleggiante di tipo fisso,

Piggy backed pipeline: pipeline di piccolo diametro, posto al di

mantenuta in posizione tramite un sistema tensionato di ancorag-

sopra di un altro pipeline di diametro maggiore, destinato al tra-

gio a cassoni di zavorra collocati a fondo mare. Il campo di applica-

sporto di altri prodotti rispetto a quello trasportato dalla linea prin-

zione di queste piattaforme è quello degli alti fondali.

cipale.

Tie-in: collegamento di una condotta di produzione ad un pozzo

Pile: lungo e pesante palo di acciaio che viene infisso nel fondo del

sottomarino o semplicemente giunzione di due tratti di pipelines.

mare; l’insieme di più pali costituisce una fondazione per l’anco-

Topside: parte emersa di una piattaforma.

raggio di una piattaforma fissa o di altre strutture offshore.

Trenching: scavo di trincea, eseguito per la posa di condotte a terra

Pipe-in-pipe: condotta sottomarina, formata da due tubazioni

e a mare.

coassiali, per il trasporto di fluidi caldi (idrocarburi). Il tubo interno

Trunkline: condotta utilizzata per il trasporto di greggio prove-

ha la funzione di trasportare il fluido. Nell’intercapedine tra i due

niente dai grandi depositi di stoccaggio ai luoghi di produzione,

tubi si trova del materiale coibente per ridurre lo scambio termico

alle raffinerie, ai terminali costieri.

con l’ambiente esterno. Il tubo esterno assicura la protezione mec-

Upstream/Downstream: il termine upstream riguarda le attività di

canica dalla pressione dell’acqua.

esplorazione e produzione idrocarburi. Il termine downstream

Pre-commissioning: lavaggio ed essiccamento della condotta.

riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a

Pre-drilling template: struttura di appoggio per una piattaforma di

valle della esplorazione e produzione.

perforazione.

Vacuum: secondo stadio della distillazione del greggio.

Pulling: operazione di intervento su un pozzo per eseguire manu-

Wellhead (testa pozzo): struttura fissa che assicura la separazione

tenzioni e sostituzioni marginali.

del pozzo dall’ambiente esterno.

Rig: impianto di perforazione, composto da una struttura a tralic-

Workover: operazione di intervento su un pozzo per eseguire con-

cio (torre), dal piano sonda su cui la torre è installata, e dalle attrez-

sistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo,

zature accessorie per le operazioni di discesa, risalita e rotazione

che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.

della batteria di perforazione e per il pompaggio del fango. Riser: collettore utilizzato nei pozzi offshore con testa pozzo sottomarina per collegarla con la superficie. ROV (Remotely operating vehicle): mezzo sottomarino senza equipaggio guidato e alimentato via cavo, utilizzato per attività di ispezione e per lavori subacquei. S-laying (posa a “S”): posa di una condotta mediante l’avanzamento della nave sfruttando le qualità elastiche dell’acciaio, per cui la condotta assume una configurazione a “S”, con una estremità sul fondo e l’altra tenuta in tensione a bordo della nave. La posa a “S”

9

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Andamento operativo

Le acquisizioni ed il portafoglio (milioni di €)

Importi

%

Importi

Primo semestre 2006

Esercizio 2005

Primo semestre 2005

Gruppo Saipem - Ordini acquisiti nel primo semestre del 2006

%

Importi

% 19

583

12

Saipem SpA

177

8

1.071

4.152

88

Imprese del Gruppo

2.065

92

4.711

81

4.735

100

Totale

2.242

100

5.782

100

–

di cui Snamprogetti

–

1.825

3.096

65

Offshore

1.608

72

1.814

32

1.060

22

Onshore

416

18

2.969

51

367

8

Perforazioni Mare

139

6

923

16

212

5

Perforazioni Terra

79

4

76

1

4.735

100

2.242

100

5.782

100

218

5

Italia

111

5

685

12

4.517

95

Estero

2.131

95

5.097

88

4.735

100

Totale

2.242

100

5.782

100

Totale

450

10

Gruppo Eni

212

9

1.269

22

4.285

90

Terzi

2.030

91

4.513

78

4.735

100

Totale

2.242

100

5.782

100

Nel primo semestre del 2006 la Saipem “stand alone” ha acquisito nuovi ordini per un totale di 3.957 milioni di euro (2.242 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2005) e la Snamprogetti per 1.825 milioni di euro. Inoltre, il portafoglio si incrementa degli ordini già detenuti da Snamprogetti alla data di acquisizione, per 4.132 milioni di euro. Delle acquisizioni complessive, il 51% riguarda l’attività Onshore, il 32% l’attività Offshore, il 16% le Perforazioni Mare e l’1% le Perforazioni Terra. Le acquisizioni all’estero hanno rappresentato l’88% e le acquisizioni di contratti da imprese del Gruppo Eni il 22% del totale. Infine le acquisizioni della Capogruppo Saipem SpA sono state il 19% di quelle complessive.

10

Ordini acquisiti per area geografica

(*) l’area Russia comprende anche Kazakhstan e Azerbaijan.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

(milioni di €) 30.06.2006

31.12.2005

30.06.2005

Gruppo Saipem - Portafoglio Ordini al 30 Giugno 2006

Importi

%

1.140

21

Saipem SpA

4.289

79

Imprese del Gruppo

4.514

82

10.711

87

5.429

100

Totale

5.513

100

12.333

100

–

di cui Snamprogetti

3.686

68

1.145

21

316

6

Perforazioni Mare

282

5

Perforazioni Terra

5.429

100

Importi

%

Importi

%

999

18

1.622

13

–

5.237

Offshore

3.721

68

Onshore

1.112 382

Totale

33

20

6.848

56

7

1.132

9

298

5

256

2

5.513

100

12.333

100 12

19

–

21

–

1.539

5.410

100

Estero

5.492

100

10.794

88

5.429

100

Totale

5.513

100

12.333

100

229

4

217

4

1.691

14

5.200

96

5.429

100

Italia

4.097

Gruppo Eni Terzi

5.296

96

10.642

86

Totale

5.513

100

12.333

100

Il portafoglio ordini residuo al 30 giugno ha raggiunto il livello record di 12.333 milioni di euro. Per quanto riguarda l’articolazione per settori di attività, il 56% è attribuibile all’attività Onshore, il 33% all’attività Offshore, il 9% alle Perforazioni Mare e il 2% alle Perforazioni Terra. La Capogruppo Saipem SpA ha in carico il 13% del portafoglio ordini residuo. L’88% degli ordini è verso committenti esteri, mentre quelli verso le imprese del Gruppo Eni rappresentano il 14% del portafoglio totale.

Portafoglio Ordini per area geografica

(*) l’area Russia comprende anche Kazakhstan e Azerbaijan.

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S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Gli investimenti Gli investimenti tecnici del primo semestre del 2006 ammontano a 231 milioni di euro (137 milioni nel corrispondente periodo del 2005) e hanno riguardato principalmente: interventi di mantenimento e upgrading del parco mezzi esistente (62 milioni di euro), investimenti relativi a mezzi navali ed attrezzature per contratti specifici, principalmente Kashagan (44 milioni di euro), investimenti di potenziamento delle strutture operative

in Kazakhstan e nel West Africa (30 milioni di euro), le attività di conversione di una nave cisterna in un’unità FPSO (91 milioni di euro) e gli investimenti tecnici effettuati da Snamprogetti nel secondo trimestre per 4 milioni di euro. In sintesi, gli investimenti dell’esercizio presentano la seguente articolazione:

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005 61

Saipem SpA

2006

22

20

301

Imprese del Gruppo

119

211

362

Totale

141

231

281

Offshore

99

186

20

Onshore

8

17

47

Perforazioni Mare

27

20

14

Perforazioni Terra

7

8

141

231

4

–

121

140

362 7 262

Totale Acquisizioni societarie Investimenti tecnici

93

FPSO

16

91

362

Totale

141

231

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

Analizzando i singoli settori di attività: A seguito dell’acquisizione di Snamprogetti il Gruppo Saipem si è organizzato in tre business unit: Offshore, Onshore e Perforazioni.

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2005

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Esercizio

Primo semestre

Offshore

2005

2005

2006

condotte posate (km) 3

3

–

880

- Estero

- Italia

684

674

883

Totale km

687

674

strutture installate (ton.) 134.602

- Estero

72.289

72.676

134.602

Totale ton

72.289

72.676

La business unit Offshore comprende le precedenti Costruzioni Mare, Leased FPSO e parte dell’MMO.

Quadro generale Il Gruppo Saipem dispone di un’importante flotta navale, tecnologicamente all’avanguardia e di grande versatilità, di competenze ingegneristiche e di project management di eccellenza. Queste distintive capacità, unitamente a una forte e radicata presenza in mercati strategici di frontiera, assicurano a Saipem un modello industriale particolarmente adatto per i progetti EPIC (Engineering, Procurement, Installation, Construction). Tra i mezzi navali semisommergibili che utilizzano le tecnologie più avanzate si evidenzia, per la particolare importanza, il Saipem 7000, con posizionamento dinamico, una potenza di sollevamento di 14.000 tonnellate e la capacità di posa di condotte in acque ultra profonde con il sistema a “J”, idoneo a mantenere in sospensione durante la posa un peso complessivo di 1.450 tonnellate. Fra gli altri mezzi si citano il Castoro Sei, idoneo per la posa di condotte di grande diametro, la Field Development Ship (FDS), nave speciale per lo sviluppo di

campi sottomarini in acque profonde, dotata di posizionamento dinamico e di gru per il sollevamento fino a 600 tonnellate nonché di un sistema per la posa di condotte in verticale fino a una profondità di 2.000 metri e il mezzo navale Saipem 3000 in grado di posare linee flessibili, ombelicali e sistemi di ormeggio in acque profonde e installare strutture fino a 2.200 tonnellate. La Saipem può inoltre vantare una valida posizione nel mercato delle attività sottomarine, disponendo di mezzi tecnologicamente molto sofisticati, come i veicoli subacquei telecomandati, e delle tecnologie di intervento, con l’assistenza di robot specificamente equipaggiati, su condotte in acque profonde. In aggiunta, il rafforzamento delle competenze nel design dei sistemi galleggianti di produzione e la capacità di gestire contratti “chiavi in mano” hanno consentito al Gruppo Saipem di proporsi come nuovo attore nel settore delle Leased FPSO, la cui flotta è costituita dalle unità FPSO-Firenze e FPSO-Mystras. Nel settore Offshore operano, oltre alla Capogruppo: Saipem sa, le sue dirette controllate Saibos Construções

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Maritimas, Bos Congo, Petromar, PT Sofresid Engineering e la collegata Offshore Design Engineering. Inoltre operano Saipem UK, Saipem America, Saipem (Malaysia), Saipem Asia, PT Saipem Indonesia, Saipem Luxembourg, Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sonsub ltd, Sonsub A/S, Intermare Sarda, Saipem Contracting (Nigeria), Saipem Energy International, Saipem FPSO, ERS Equipment Rental & Services, Saipem Mediterranean Services, StarGulf, ER SAI Caspian Contractor, Bos Shelf e Moss Maritime. Nel settore Leased FPSO operano invece la FPSO - Firenze Produção De Petróleo Lda, la FPSO - Mystras Produção De Petróleo Lda. Tutte le attività operative del semestre sono state svolte in joint venture con Single Buoy Moorings. Nel settore opera anche la Energy Maintenance Services SpA, società costituita con Eni Divisione Exploration & Production, di cui Saipem ha acquisito la partecipazione totalitaria nel mese di giugno, che ha come scopo le attività di manutenzione delle strutture industriali della Divisione, ubicate sul territorio nazionale.

Il contesto di mercato Nel corso del primo semestre del 2006, nel settore Offshore si è delineato un trend generale di crescita sostenuta che ha interessato la maggior parte dei segmenti di mercato. Il quadro congiunturale rimane perciò positivo, al pari dello scorso anno. L’attività di posa di condotte nel suo complesso è aumentata ulteriormente rispetto ai già elevati livelli del 2005, in particolare nelle aree dell’Asia Pacifico e Mare del Nord, che hanno fatto segnare una attività in crescita sia nelle condotte di largo diametro che in quelle di piccolo diametro. A testimonianza del buon andamento della regione nel suo complesso, il Mare del Nord ha fatto registrare anche una significativa ripresa delle installazioni sottomarine in basse profondità. I maggiori tassi di crescita si sono tuttavia registrati nel comparto degli sviluppi sottomarini ad alte profondità, che stanno attraversando una fase decisamente positiva soprattutto nel Golfo del Messico e in Africa Occidentale, l’area con le migliori prospettive anche nel medio-lungo termine. L’attività di installazione delle piattaforme fisse è risultata in moderato aumento, più accentuato tra le strutture medio-piccole e, geograficamente, in Medio Oriente. Il settore degli FPSO è entrato in una fase di forte espansione che dovrebbe proseguire anche nel medio periodo. Oltre che nelle aree di maggior radicamento per questo tipo di sviluppo, ovvero Asia Pacifico e Africa Occidentale, l’attività di installazione sta crescendo anche in Brasile, dove aveva subito una stagnazione nel

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corso degli ultimi anni, nonostante le aspettative suscitate dalle forti potenzialità dei suoi giacimenti in acque profonde. Nel corso del primo semestre del 2006 anche i nuovi ordini per unità di produzione galleggiante sono aumentati a ritmi molto sostenuti.

Le acquisizioni Le acquisizioni più significative del semestre sono relative ai seguenti lavori: - per conto Eni divisione E&P il contratto per la fornitura in esclusiva dei servizi di manutenzione degli impianti offshore di produzione di idrocarburi localizzati in Italia. I servizi, che riguarderanno sia la manutenzione ordinaria che quella straordinaria, verranno forniti fino al primo trimestre del 2012; - per conto Chinese Petroleum Corporation, il progetto di tipo EPIC, Taishung/Tungshiao/Tatan pipeline, nell’offshore di Taiwan, che prevede le attività di ingegneria, parte delle attività di approvvigionamento, posa, test e pre-commissioning di una condotta fornita dal cliente; - per conto Eni Congo SA, il progetto di tipo EPIC, Awa Paloukou, in Congo, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto, installazione, hook up e pre-commissioning di una piattaforma, nonché la posa di un pipeline di collegamento dalla piattaforma al terminale Djeno; - per conto PTT Public Company Ltd e Trans Thai Malaysia (Thailand) Ltd, il progetto di tipo EPIC, PTT – TTM new gasline, in Tailandia, che prevede le attività di ingegneria, trasporto e installazione di una condotta fornita dal cliente; - per conto Total Exploration & Production Uk, il progetto di tipo EPIC, Dunbar, nel settore inglese del Mare del Nord, che prevede la sostituzione di una condotta e spools di collegamento tra le piattaforme Dunbar e Alwyn; - per conto Maersk Olie og Gas AS, il progetto, Halfdan Northeast Phase 3 Sealines, in Danimarca, che prevede la posa due pipeline e un flowline di collegamento tra tre piattaforme esistenti; - per conto Devon Energy, il progetto che prevede il decommissioning di tre piattaforme, negli Stati Uniti, danneggiate in seguito all’uragano Rita; - per conto Maersk Olie og Gas AS, il progetto, di tipo EPC, Halfdan Northeast Phase 3, in Danimarca, che prevede le attività di ingegneria di fabbricazione, approvvigionamento, fabbricazione, testing e commissioning di due jacket, un deck e un ponte di connessione e le attività di trasporto e installazione di tre nuove piattaforme;

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- per conto Total Exploration & Production Angola Ltd, il progetto, di tipo EPIC, Block 17 Gas Gathering System, in Angola, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, trasporto, installazione e pre-commissioning di una condotta, un ombelicale e relative facilities; - per conto Talisman Energy Uk, il progetto, di tipo EPIC, Tweedsmuir Subsea, nel settore inglese del Mare del Nord, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, installazione e commissioning di varie strutture sottomarine.

Gli investimenti Tra gli investimenti più significativi sono da segnalare: - il completamento della costruzione di una nuova base operativa a Kuryk sulle rive del Mar Caspio, in Kazakhstan, per la fabbricazione di strutture offshore e come supporto logistico per le attività operative che saranno svolte nell’area; - le attività relative al progetto Kashagan che prevedono la costruzione di nuovi natanti a chiglia piatta adatti allo svolgimento di operazioni in acque poco profonde; - il proseguimento della realizzazione di una nuova base a Soyo in Angola per la costruzione di strutture e moduli a supporto di progetti in corso di esecuzione; - la conversione della nave cisterna Margaux in unità FPSO denominata Citade de Vitoria, che opererà in Brasile nel campo Petrobras di Golfinho 2 a partire dalla prima parte del 2007 nell’ambito di un contratto della durata di nove anni più tre di opzione per conto Petrobras; - la conversione della nave cisterna Magdaleine in unità FPSO; - interventi di miglioramento e integrazione eseguiti sui principali mezzi della flotta.

Le realizzazioni L’attività nel corso del primo semestre del 2006 è consistita nella posa di 674 chilometri di condotte e nell’installazione di 72.676 tonnellate di impianti. Di seguito si riportano i maggiori progetti. In Libia la Saipem ha svolto le seguenti attività: - sono stati forniti servizi di operation e maintenance per il progetto EPIC NC41 Platform (Sabratha), concluso a dicembre del 2005, per conto Eni Gas BV che prevedeva le attività di project management e di costruzione del jacket, deck modulo alloggi e fiaccola.

Il contratto è stato eseguito dal Consorzio costituito da Saipem SpA (leader) e Hyundai Heavy Industries; - è stato completato il progetto Mellitah per conto Eni Oil, che prevedeva l’installazione, mediante l’utilizzo della nave Saipem 3000, di una monoboa di ancoraggio e caricamento petroliere. Inoltre nel Mar Mediterraneo la Saipem ha svolto le seguenti attività: - sono continuate le attività di rinterro, testing e commissioning in Sicilia nell’ambito del progetto Gela per conto Raffineria di Gela SpA, che prevedeva le attività di design, procurement e installazione relative alla sostituzione di una condotta; - è stato completato il progetto Temsah North West in Egitto per conto Petrobel, che prevedeva trasporto e installazione, mediante l’utilizzo della nave Saipem 3000, di un jacket, un deck e relativi pali; - è stata completata la prima fase del progetto Gupco Sealine in Egitto per conto Gupco, che prevede l’installazione di nuovi sistemi di condotte per l’esportazione di olio mediante l’utilizzo del pontone Crawler. In Estremo Oriente sono state eseguite le seguenti attività: - sono in fase di completamento le attività di pre-commissioning e commissioning relative al progetto di tipo EPIC Lamma per conto Hong Kong Electricity Company. I lavori offshore sono stati eseguiti dal pontone posatubi Castoro 10; - sono in corso le attività relative al progetto Sakhalin II Pipelines, in Russia, per conto Sakhalin Energy Investment Ltd, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione del sistema di condotte che collegherà le piattaforme di Lunskoye e Pitun-Astkhskoye all’isola di Sakhalin; sul site stanno operando i pontoni posatubi Semac 1 e Castoro 10; - è in corso il progetto Sakhalin II Topsides, in Russia, per conto Samsung Heavy Industries, che prevede trasporto e installazione delle topsides delle piattaforme Lunskoye e Piltun-Astkhskoye B, questa ultima è stata la più grande piattaforma mai installata, mediante l’utilizzo della nave Castoro Otto, con il sistema di posizionamento denominato “floatover”; - sono in corso le attività relative a due contratti di tipo EPIC nell’ambito del Tangguh LNG Project in Indonesia, per conto BP Berau Ltd, che prevedono le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di due piattaforme e di due condotte sottomarine; - sono state completate le attività relative al progetto di tipo EPIC Third Transmission Pipeline in Tailandia,

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per conto PTT Public Company Ltd, che prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, trasporto e installazione di varie strutture (jacket, tripodi, flare, topside); la posa è stata eseguita con l’utilizzo della nave Castoro Otto; - è stato completato il progetto Weizhou Pipeline, in Cina per conto Offshore Oil Engineering Company, che prevedeva l’installazione di tre condotte mediante l’utilizzo del Castoro 10; - sono cominciate le attività di ingegneria di dettaglio e procurement relative al progetto Thai Oil, per conto Thai Oil Public Company Ltd, contratto, di tipo EPIC, per la realizzazione delle strutture di scarico del greggio per la raffineria di Sri Racha, nel Golfo di Siam. Il contratto prevede l’ingegneria, l’approvvigionamento, la fabbricazione, l’installazione e la messa in servizio di un sistema di ormeggio delle petroliere mediante boa, di una condotta sottomarina e delle relative strutture di ricezione a terra. Sempre in Estremo Oriente con la mobilitazione dei team di project management sono iniziate le attività relative a due nuovi progetti, di tipo EPIC, acquisiti nel corso del semestre: - per conto Chinese Petroleum Corporation, il progetto Taishung/Tungshiao/Tatan pipeline, nell’offshore di Taiwan, che prevede le attività di ingegneria, parte delle attività di approvvigionamento, posa, test e precommissioning di una condotta fornita dal cliente; - per conto PTT Public Company Ltd e Trans Thai Malaysia (Thailand) Ltd, il progetto PTT – TTM New Gasline, in Tailandia, che prevede le attività di ingegneria, trasporto e installazione di una condotta fornita dal cliente.

-

-

-

-

In Africa Occidentale sono state svolte le seguenti attività: - sono state completate le attività di collaudo e commissioning relative al progetto EPIC East Area EPC2 per conto Exxon Mobil, in Nigeria. Il progetto prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione di tre piattaforme nonché la posa di condotte sottomarine. Il progetto è stato eseguito mediante l’utilizzo della nave per sollevamenti in posizionamento dinamico Saipem 3000 e dei pontoni Saibos 230 e S355; - in Nigeria, installato nel 2005 il jacket della piattaforma Amenam 2 per conto Elf Petroleum Nigeria Ltd, nel corso del semestre è continuata la fabbricazione del deck, che verrà installato nella seconda parte dell’anno, ed è stata completata la fabbricazione del ponte di connessione tra la nuova piattaforma e una già esistente sul campo; il progetto, di tipo EPIC, prevede le attività di ingegneria e costruzione di una

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-

piattaforma e la relativa installazione con il metodo “floatover” e viene eseguito in joint venture con Technip-Coflexip; sono proseguite le attività di hook-up e commissioning nell’ambito del progetto di tipo EPIC Erha, in Nigeria, per conto Exxon Mobil, che prevede ingegneria, approvvigionamento, costruzione, trasporto e messa in operatività dello stabilimento di produzione e stoccaggio galleggiante FPSO sul giacimento Erha; è stata completata la fase finale di hook up e commissioning per il progetto di tipo EPIC Yoho, in Nigeria per conto Mobil Producing Nigeria Unlimited, che prevedeva il project management, l’ingegneria, l’approvvigionamento, la costruzione, il trasporto, l’installazione e la messa in operatività della piattaforma Yoho; sono proseguite le attività di installazione e commissioning delle topsides relative al progetto di tipo EPIC Dalia, per conto Total Exploration & Production Angola, in Angola, che prevede ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e montaggio delle topsides del sistema di produzione galleggiante FPSO destinato ad operare nel giacimento Dalia. Il contratto è stato acquisito in joint venture con TechnipCoflexip, Stolt Offshore e le società coreane Samsung HI e DSME; è stato completato il progetto di tipo EPIC West Espoir, per conto CNR International (Cote d’Ivoire) sarl, in Costa d’Avorio, che prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, commissioning, trasporto e installazione di una testa di pozzo e relative facilities, nonché di tre flowline con relativi riser, spool di connessione e condotte di collegamento; è stata completata la prima fase di posa delle condotte, mediante l’utilizzo della nave Saibos FDS, nell’ambito del progetto, di tipo EPIC, per conto Total Exploration & Production Angola Rosa Surf, in Angola, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e messa in servizio di condotte sottomarine, ombelicali e riser ad una profondità d’acqua di circa 1.400 metri. Le opere consentiranno di collegare il giacimento Rosa con la nave FPSO del giacimento Girassol; sono in corso le attività relative di installazione e posa in basso fondale, eseguite con il pontone S355, nell’ambito del progetto, di tipo EPIC, AKPO in Nigeria per conto Total Upstream Nigeria Ltd, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e messa in servizio di condotte sottomarine, ombelicali e riser, nonché la costruzione di un terminale di caricamento olio, l’installazione del sistema di ancoraggio della nave FPSO e la posa di un

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gasdotto tra la stessa FPSO e la piattaforma Amenam AMP2; - sono iniziate le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto, di tipo EPIC, Awa Paloukou, per conto Eni Congo SA, in Congo, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, trasporto, installazione, hook up e precommissioning di una piattaforma, nonché la posa di un pipeline di collegamento dalla piattaforma al terminale Djeno; - sono in corso le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto, di tipo EPIC, Marimba, per conto Esso Exploration Angola Ltd, per lo sviluppo dell’omonimo giacimento situato nel Blocco 15 dell’offshore angolano. Il contratto, che prevede l’ingegneria, l’approvvigionamento, la costruzione e l’installazione di condotte sottomarine a una profondità di circa 1.200 metri, riguarderà il collegamento del giacimento Marimba alle strutture esistenti del giacimento Kizomba A; - sono in corso le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al progetto, di tipo EPIC, Block 17 Gas Gathering System, per conto Total Exploration & Production Angola Ltd, in Angola, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione, trasporto, installazione e pre-commissioning di una condotta, un ombelicale e relative facilities.

Nel Mare del Nord, e con l’impiego del Castoro 6, sono in corso le attività preparatorie al varo del pipeline nell’ambito del progetto Gas Unie per conto BBL Company (partnership tra Gasunie, E.ON Ruhrgas e Fluxys), che prevede la posa di una condotta per il trasporto gas da Balgzand in Olanda a Bacton in Gran Bretagna.

Nel Mare del Nord, e con l’impiego del Saipem 7000, la Saipem ha svolto le seguenti attività: - sono state installate varie strutture nell’ambito del progetto Buzzard Platform, per conto Nexen, nel settore inglese, che prevede il trasporto e l’installazione di tre jacket, due deck, un wellhead deck e due ponti di collegamento; - sono stati installati gli ombelicali e il modulo di produzione relative al progetto Buzzard Sealine, per conto Nexen, nel settore inglese, per la realizzazione di strutture sottomarine di un doppio sistema di condotte.

In Kazakhstan, per conto Agip KCO, nell’ambito del programma per lo sviluppo del giacimento Kashagan, nelle acque kazake del Mar Caspio: - sono continuate le attività di ingegneria, procurement e posa nel tratto a terra nell’ambito del progetto Kashagan Trunkline and Production Flowlines, e sono stati approntati i mezzi navali per la posa nel tratto marino. Il contratto prevede l’attività di ingegneria, l’attività di approvvigionamento materiali, il rivestimento, la posa e la messa in servizio di condotte, cavi in fibra ottica e ombelicali. Le condotte saranno fornite dal cliente; - sono state concluse le attività di ingegneria, procurement e preparazione della Construction Barge Ersai 1 nell’ambito del progetto Kashagan Piles and Flares. È terminata inoltre la costruzione dei piles, mentre le strutture di ormeggio sono già state caricate sulla Contruction Barge che, insieme agli altri mezzi di appoggio è pronta per la mobilitazione. Il contratto prevede la fabbricazione, l’assemblaggio, il trasporto e l’installazione di pali, fiaccole e sedici imbarcazioni destinate a contenere i moduli degli impianti; il contratto comprende inoltre l’approvvigionamento, la fabbricazione e l’installazione delle relative strutture di ormeggio e di protezione.

Sempre nel Mare del Nord, sono continuate le attività preparatorie all’installazione e allo svolgimento di attività varie, che vedranno il Saipem 7000 impegnato nella seconda metà dell’anno, relative al: - progetto Frigg and MCP-01 Decommissioning per conto AKOP (Aker Kvaerner Offshore Partners), che prevede la rimozione e il trasporto di un jacket e sette piattaforme installate presso i giacimenti gas Frigg e MCP-01, situati nel Mare del Nord; - progetto Ormen Lange, per conto Norsk Hydro, nel settore norvegese del Mare del Nord, che prevede il trasporto e l’installazione di due condotte ad una profondità d’acqua di circa 900 metri.

Sono, inoltre, in corso le attività relative ai progetti: - Tweedsmuir, per conto Talisman Energy Uk, nel settore inglese del Mare del Nord, che prevede la posa di una condotta, di una flowline pipe in pipe e di un gas pipeline. Le strutture saranno installate nel secondo semestre con l’impiego del Castoro 6; - Columba E Water Injection, per conto Canadian Natural Resources, nel settore inglese del Mare del Nord, che prevede le attività di installazione, scavo e tie-in di un ombelicale che collegherà la topside della piattaforma Ninian South e il pozzo Columba E. Per conto AIOC (Azerbaijan International Operating Company) sono continuate le attività di costruzione, trasporto e installazione di varie strutture nell’ambito del progetto di sviluppo del giacimento nel campo AzeriChirag-Gunashli, acquisito con tre distinti contratti, che comprendono la costruzione di sei jacket, tre template e pile e il trasporto e l’installazione di cinque drilling template, quattro piattaforme di perforazione e due piattaforme di produzione.

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Per conto Dolphin Energy Ltd è in avanzata fase di esecuzione il progetto, di tipo EPIC, Dolphin che comprende ingegneria, approvvigionamento, trasporto e installazione di un export pipeline per il trasporto gas da Ras Laffan, Qatar, al terminale a terra di Taweelah, Emirati Arabi, relative facilities a Taweelah e due sealine di connessione delle teste pozzo delle piattaforme al terminale a terra di Ras Laffan. L’export pipeline è stato posato mediante l’utilizzo della nave posatubi Castoro sei, mentre è in corso la posa dei sealine con l’impiego del pontone Castoro II.

Per conto Pemex Exploracion y Produccion, sono in corso le attività preparatorie relative al progetto KuMaloob-Zaap, che prevede il trasporto e l’installazione di sei piattaforme nell’ambito dello sviluppo del giacimento Ku-Maloob-Zaap nella Baia di Campeche, in Messico.

Per conto Exxon Mobil Canada, sono continuate le attività relative al progetto, di tipo EPIC, Sable Compression Platform, in Canada, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione di una piattaforma di compressione e relative facilities. L’installazione è stata eseguita, nel corso del semestre, mediante l’utilizzo del Saipem 7000. Il contratto viene eseguito in partnership con Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering.

FPSO - Mystras Produção de Petróleo Lda L’unità di produzione e stoccaggio Mystras ha operato regolarmente per l’intero semestre la produzione nei campi di Okono/Okpoho, in Nigeria, ad una profondità che varia dai 60 ai 130 metri.

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FPSO - Firenze Produção de Petróleo Lda L’unità FPSO - Firenze ha continuato la produzione dai pozzi Aquila 2 e 3 nell’Adriatico Meridionale fino all’inizio di aprile; successivamente ha sospeso le attività per interventi manutentivi.

Nel corso del semestre, sono inoltre proseguite, in Italia, le attività relative ai servizi di manutenzione degli impianti di produzione oil e gas per conto Eni Divisione Exploration & Production.

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Mezzi navali al 30 giugno 2006 Saipem 7000 Saibos FDS

Castoro Sei Castoro Otto Saipem 3000 Bar Protector Semac1 (Bar 420) Castoro II Castoro 10 Castoro 12 Bos 355 Crawler Saipem Trenching Barge Saibos 230 Ersai 1

Castoro XI Castoro 9 S42 S44 S45 Bos 600 Saibos 103

Nave semisommergibile a posizionamento dinamico per il sollevamento di strutture fino a 14.000 tonnellate e posa a “J” di tubazioni a profondità, fino a 3.000 metri. Nave a posizionamento dinamico per lo sviluppo di giacimenti in acque profonde fino a 2.100 metri, per varo a “J” di condotte fino a 22 pollici di diametro e per sollevamento fino a 600 tonnellate. Nave posatubi semisommergibile per la posa di condotte di largo diametro e in profondità fino a 1.000 metri. Nave posatubi e sollevamento, idonea per la posa di condotte fino a 60 pollici di diametro e per il sollevamento di strutture fino a 2.200 tonnellate. Nave sollevamento autopropulsa, a posizionamento dinamico, idonea per la posa di condotte flessibili in acque profonde e per il sollevamento di strutture fino a 2.200 tonnellate. Nave appoggio, a posizionamento dinamico, per immersioni in alti fondali e per lavori su piattaforme. Pontone posatubi semisommergibile, idoneo per la posa di condotte di largo diametro e in acque profonde. Pontone posatubi e sollevamento, idoneo per la posa di condotte fino a 60 pollici di diametro e per il sollevamento di strutture fino a 1.000 tonnellate. Pontone per interro condotte fino a 60 pollici di diametro e per la posa di condotte in basso fondale. Pontone posatubi per shallow-water, idoneo per la posa di condotte fino a 40 pollici di diametro per bassissimi fondali fino a 1,4 metri. Pontone posatubi e sollevamento, idoneo per la posa di condotte fino a 45 pollici di diametro e per il sollevamento di strutture fino a 600 tonnellate. Pontone posatubi e sollevamento, idoneo per la posa di condotte fino a 60 pollici di diametro e per il sollevamento di strutture fino a 540 tonnellate. Pontone per post trenching e back-filling di condotte fino a 40 pollici di diametro in bassissimo fondale (1,4 metri). Pontone di lavoro con gru mobile per battitura pali, terminali, piattaforme fisse. Bettolina per sollevamento ed installazioni con possibilità di lavorare grounded (adagiata sul fondo del mare). Per l’attività vengono usate due gru cingolate, una da 300 tonnellate e l’altra da 1.600 tonnellate. Bettolina da trasporto carichi pesanti. Bettolina per varo di piattaforme fino a 5.000 tonnellate. Bettolina per varo di piattaforme fino a 8.000 tonnellate. Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate. Bettolina per varo di piattaforme fino a 20.000 tonnellate. Bettolina per varo di piattaforme fino a 30.000 tonnellate. Bettolina da trasporto carichi leggeri.

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S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Esercizio

Primo semestre

Onshore

2005

2005

2006

condotte posate (km) 1.005

- Estero

414

516

1.005

Totale km

414

516

Impianti industriali (ton.) 7.112

- Estero

3.585

3.168

7.112

Totale ton

3.585

3.168

La business unit Onshore comprende le precedenti Costruzioni Terra, LNG e parte dell’MMO.

Quadro generale Nel settore Onshore il Gruppo si caratterizza sia per le capacità realizzative che per le competenze ingegneristiche e di project management e focalizza la propria attività nell’esecuzione di progetti sfidanti, quali la posa di condotte di grande diametro e la costruzione di impianti upstream, in ambienti difficili. A seguito dell’acquisizione Snamprogetti, una delle maggiori società di ingegneria e costruzioni attiva sul mercato internazionale della progettazione ed esecuzione di grandi impianti a terra per la produzione ed il trattamento di idrocarburi e la valorizzazione del gas naturale, Saipem avrà un posizionamento competitivo di eccellenza per la fornitura di servizi di ingegneria, di procurement, di project management e di costruzione per l’industria petrolifera, con un forte orientamento verso attività in contesti particolarmente sfidanti quali le aree remote e ad alto contenuto tecnologico. Le aree presidiate stabilmente ed in cui è esercitata un’attività continuativa sono la Penisola arabica, la Nigeria, la Russia e l’Algeria. Il Gruppo continua ad essere impegnato anche in Kazakhstan, dove opera in con-

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sorzio con un altro operatore internazionale; inoltre, Saipem opera in Oman e in Francia. Oltre alla Capogruppo (da sola o in associazione con altri operatori internazionali del settore) e Snamprogetti e le sue consociate, operano Saipem sa, le sue dirette controllate Saipem Contracting Algeria, Sofresid Engineering, SIPS e le collegate Starstroi e Lipardiz Construçao de Estruturas Maritimas. Inoltre operano Saipem Contracting Nigeria, Saudi Arabian Saipem e Katran-K. Il Gruppo Saipem negli ultimi anni ha rafforzato la presenza nel segmento del trasporto del gas liquefatto. L’attività è presidiata principalmente da Saipem sa che opera nel settore attraverso le controllate Technigaz, leader mondiale nei progetti EPC, Guangdong Contractor, Hazira Cryogenic Engineering e Construction Management e Hazira Marine Engineering e Construction Management, attraverso le collegate GTT (Gaz Transport et Technigaz), leader, assieme a Moss Maritime, nel segmento del trasporto del gas liquefatto grazie a tecnologie innovative e all’avanguardia, Société pour la réalisation du Port de Tanger Méditerranée, Servicios De Construciones Caucedo, Saimexicana e Saigut. Nel settore opera anche Saipem America Inc.. L’attività operativa è focalizzata principalmente nell’area del Mar Mediterraneo e su due progetti particolarmente sfidanti ed impegnativi in corso di realizzazione in India

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e Cina. Sono inoltre stati avviati due nuovi progetti negli Stati Uniti e in Messico. Il Gruppo Saipem ha recentemente iniziato ad operare anche nel segmento maintenance che completa la filiera dei servizi forniti alle Oil Company. Attualmente Saipem sa è presente e fornisce servizi principalmente nell’Europa Occidentale e in Russia in stabilimenti petrolchimici e raffinerie, in Africa Occidentale in infrastrutture petrolifere upstream. L’attività è realizzata attraverso le società Camom, Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizaçoes Industriais e Petromar.

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Il contesto di mercato Nell’Onshore i segmenti dell’upstream e del midstream hanno fatto registrare un buon andamento sia nel settore dell’installazione di impianti “chiavi in mano” di medie dimensioni che in quello della posa di condotte, grazie alla elevata spesa per investimento delle Majors e delle National Oil Companies, che ha riguardato non solo aree tradizionali come l’Africa Settentrionale e Occidentale ed il Medio Oriente (in particolare Arabia Saudita) ma anche regioni di frontiera come l’isola di Sakhalin. Nel mercato del gas naturale liquefatto si sta assistendo a una rapida accelerazione nella costruzione di nuova capacità di liquefazione, cresciuta di circa un quinto rispetto al semestre precedente. Essa dovrebbe garantire un effettivo aumento della disponibilità di GNL, anche al netto dei problemi operativi che si riscontrano nella fase di start up degli impianti. Nel corso del primo semestre del 2006, il settore della rigassificazione ha continuato a crescere a tassi molto elevati, proseguendo il trend già evidenziato nel 2005, sostenuto in particolare dalla forte domanda proveniente dall’Europa, la cui capacità di rigassificazione è cresciuta specialmente in Spagna ma anche Francia, Regno Unito e Belgio. L’attività in Nord America rimane forte, sia per la costruzione di nuovi impianti che per l’espansione di quelli già esistenti. In Asia Pacifico nuovi impianti sono in costruzione in Cina ed India.

Le acquisizioni Le acquisizioni più significative dell’esercizio sono relative ai seguenti lavori: - per conto Saudi Aramco, il progetto, di tipo EPC, Khursaniyah, in Arabia Saudita, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione dell’impianto di separazione gas-oil. Il contratto prevede

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la realizzazione di due treni di separazione gas e greggio oltre a una serie di infrastrutture di produzione; per conto Shell Petroleum Development Company of Nigeria, il progetto, di tipo EPC, Gbaran, in Nigeria, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e posa di condotte, cavi elettrici ad alto voltaggio e cavi in fibra ottica. Il contratto è stato acquisito in consorzio con Desicon Engineering Ltd; per conto Canaport Lng, il progetto di tipo EPC, Canaport, in Canada, che prevede il design, l’ingegneria, la costruzione e la messa in opera di un terminale di rigassificazione, comprese le infrastrutture per lo scarico delle metaniere, per il pompaggio, la vaporizzazione e la trasmissione del gas, oltre a due serbatoi di stoccaggio. Il contratto è stato acquisito in consorzio con la società canadese SNC - Lavalin; per conto Shell Petroleum Development Company of Nigeria, il progetto, di tipo EPC, Gbaran Logistic Base, in Nigeria, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio della base logistica del giacimento di Gbaran. Il contratto è stato acquisito in consorzio con Desicon Engineering Ltd; per conto NAOC, in Nigeria, il progetto, di tipo EPC, OB/OB revamping, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, demolizione, smontaggio, costruzione e commissioning relative a esistenti e nuove unità presso l’impianto trattamento gas di Obiafu/Obrikom. Il contratto è stato acquisito in consorzio con Desicon Engineering Ltd; per conto Saudi Aramco, il progetto, di tipo EPC, Khurais pipeline, in Arabia Saudita, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning di una condotta; per conto Saudi Aramco, il progetto, di tipo EPC, Ghawar pipeline, in Arabia Saudita, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning di una condotta.

Gli investimenti Nel comparto Onshore gli investimenti del semestre sono principalmente riconducibili all’acquisto e all’approntamento di mezzi e di attrezzature necessari per l’esecuzione del progetto Sakhalin II in Russia nonché all’acquisto di un pontone per lo svolgimento di attività in zone paludose dell’Africa Occidentale. Inoltre sono iniziate le attività di approntamento di macchinari e attrezzature necessarie all’esecuzione dei progetti acquisiti nell’esercizio.

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Le realizzazioni L’attività svolta nell’ambito dell’Onshore ha riguardato la posa di 516 chilometri di condotte di vario diametro e l’installazione di 3.168 tonnellate di impianti. Di seguito, per le varie aree, si riportano le maggiori realizzazioni. In Arabia Saudita, per conto Saudi Aramco: - sono in corso le attività relative al progetto EWG-1, per la conversione da olio a gas della condotta East-West che trasporterà gas nella zona industriale di Yanbu. Il progetto comprende la realizzazione delle operazioni di eliminazione del greggio, pulitura e depurazione della condotta esistente, nonché la costruzione, l’installazione e la messa in opera di nuove sezioni della condotta e delle relative infrastrutture; - sono in corso le attività preparatorie relative ai progetti, di tipo EPC, Khurais e Ghawar, che prevedono entrambi le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e commissioning di una condotta. Sempre in Arabia Saudita, per conto Jubail Chemical Industries, è stato completato il progetto Jana, che prevedeva le attività di ingegneria e project management di un impianto. In Nigeria, per conto NAOC: - sono state eseguite le attività di assistenza al cliente nell’ambito del progetto Okpai Power Plant che prevedeva l’esecuzione dei lavori civili, meccanici ed elettrostrumentali e l’attività di costruzione del power generation plant a ciclo combinato; - è stato completato il progetto GTS–4, di tipo EPC, che prevedeva le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di una condotta che collega Rumuji (30 chilometri a nord-est di Port Harcourt) al terminale di liquefazione N-LNG situato nell’isola di Bonny. La condotta attraversa il delta del fiume Niger. Sempre in Nigeria: - per conto Shell Petroleum Development Company of Nigeria Ltd, è in corso la fase di costruzione relativa al progetto Soku Debottlenecking, che prevede ingegneria, approvvigionamento e costruzione di una condotta; - per conto Nigerian Lng, è in corso il progetto GTS 2/4 Slug Catcher, che prevede la costruzione di uno slug catcher (impianto per la depurazione del gas) e di una unità per il controllo della pressione, nonché lo svolgimento di attività di ispezione e testing presso l’impianto di Bonny Island. Il contratto viene eseguito in consorzio con Valland International Nigeria Ltd.

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In Algeria, per conto Sonatrach/Sonelgaz, è in corso il progetto, di tipo EPC, Berrouaghia, per la costruzione di una gas power station. In Marocco, per conto ASTM (Agence Spéciale Tanger Méditerranée), sono in corso le attività relative al progetto Tanger Port, che prevede lavori di scavo e bonifica nel porto di Tangeri; sono quasi terminati i lavori relativi alla fase 1 del progetto e sono state avviate le attività relative alla fase 2. In Francia: - sono continuate le attività nell’ambito del progetto OSBL, per conto TotalFinaElf, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in opera di una raffineria; - per conto Gaz de France, è continuata la costruzione del terminale nell’ambito del progetto Fos Cavaou che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione delle strutture di un terminale di rigassificazione, inclusi tre serbatoi di stoccaggio ed opere marittime. In Belgio sono in corso le attività relative al progetto Zeebrugge che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione delle strutture di ampliamento di un terminale di rigassificazione, incluso il serbatoio di stoccaggio e le strutture di rigassificazione. Nel Principato di Monaco è continuata la fase di installazione delle strutture relative al progetto Monaco Port che prevede la costruzione di varie strutture nel porto del Principato. In Russia è in corso l’attività di installazione per il progetto Sakhalin II, per conto Sakhalin Energy Ltd, relativo alla posa di condotte offshore e onshore e all’installazione di stazioni di compressione e pompaggio e di un terminale. In Cina, per conto del consorzio CNOOC/BP ed altri partner cinesi, è in corso l’attività di costruzione di un terminale di rigassificazione nell’ambito del progetto Guangdong. In Canada, per conto Canaport Lng, sono iniziate le attività relative al progetto, di tipo EPC, Canaport che prevede il design, l’ingegneria, la costruzione e la messa in opera di un terminale di rigassificazione, comprese le infrastrutture per lo scarico delle metaniere, per il pompaggio, la vaporizzazione e la trasmissione del gas, oltre a due serbatoi di stoccaggio. Il contratto viene eseguito in consorzio con la società canadese SNC – Lavalin.

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Negli Stati uniti sono in corso le attività relative al progetto Freeport, per conto Freeport LNG Development LP, che prevede le attività di ingegneria e approvvigionamento di serbatoi di un terminale di rigassificazione LNG nell’isola di Quintana in Texas. In Messico sono continuati i lavori di installazione relativi al progetto Costa Azul, per conto BVT LNG, che prevede la costruzione di varie infrastrutture per l’ancoraggio e il rimessaggio di navi cisterne. Nel corso del semestre sono inoltre proseguite le attività di manutenzione impianti in Europa e in Africa Occidentale per conto TotalFinaElf. In Russia e Kazakhstan sono invece proseguite le attività per conto Caspian Pipeline Consortium e sono continuate le attività di manutenzione per il progetto Sakhalin per conto SEIC.

vede la realizzazione di una unità vacuum, una di hydrocracking e una di hydrotreating, oltre a unità di recupero zolfo, rigenerazione ammine, sour water stripper e a un potenziamento delle utility dell’esistente raffineria. Il contratto viene eseguito in consorzio con la società turca Tekfen. In Canada, sono in corso le attività relative al progetto, di tipo EPC, Horizon Oil Sands, per conto Canadian Natural Resources, che prevede la realizzazione di tre linee di idrotrattamento; l’impianto fa parte di un complesso per la produzione di greggio sintetico a partire da bitume prodotto da sabbie bituminose canadesi. Il contratto viene eseguito in consorzio con la società canadese SNC-Lavalin.

Nel corso del secondo trimestre, la Snamprogetti SpA, con alcune delle sue dirette controllate, ha svolto: In Arabia Saudita per conto Saudi Aramco, le attività relative ai progetti di tipo EPC: - Khursaniyah, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione dell’impianto di separazione gas-oil. Il contratto, originariamente su base rimborsabile convertito in un contratto chiavi in mano nel corso del secondo trimestre, prevede la realizzazione di due treni di separazione gas e greggio oltre a una serie di infrastrutture di produzione; - Qurayyah Seawater Treatment Plant, che prevede l’espansione degli impianti per il trattamento dell’acqua di mare e della successiva iniezione nei giacimenti per supportare le attività di produzione del petrolio. Il contratto, su base rimborsabile, prevede la conversione in chiavi in mano in una fase successiva; - Khurais Utilities and WIPS, che è parte del programma di realizzazione del complesso di Khurais. Il contratto è su base rimborsabile e prevede la conversione in chiavi in mano in una fase successiva; - Hawiyah, che prevede la costruzione di un impianto trattamento gas che alimenta una unità di recupero NGL. In Nigeria, per conto Chevron-Texaco, sono state svolte attività relative al progetto, di tipo EPC, Escravos. L’impianto sarà costituito da due treni paralleli e si avvarrà della tecnologia Haldor Topsøe per le unità di reforming e della tecnologia Sasol per le unità di sintesi; il progetto viene svolto in joint venture paritetica con la società statunitense KBR. In Marocco, sono iniziate le attività relative al progetto, di tipo EPC, di espansione della raffineria Samir che pre-

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Esercizio

Primo semestre

Perforazioni Mare

2005

2005

2006

metri perforati 113.786

- Estero

48.023

59.592

113.786

Totale mt

48.023

59.592

pozzi perforati 67

- Estero

24

41

67

Totale

24

41

Quadro Generale

Il contesto di mercato

Nel settore Perforazioni Mare il Gruppo ha operato nel corso del semestre in West Africa, in Nord Africa, nel Golfo Persico, in Norvegia, in Perù e in India. Tra i mezzi navali che costituiscono la flotta del Gruppo Saipem spiccano per le loro caratteristiche: il Saipem 10000, idoneo ad operare in posizionamento dinamico su fondali fino a 3.000 metri; lo Scarabeo 7, mezzo semisommergibile in grado di operare su fondali fino a 1.500 metri; lo Scarabeo 5, mezzo semisommergibile della quarta generazione, capace di lavorare su fondali di oltre 1.800 metri e di perforare a una profondità di 9.000 metri. In tale settore, oltre alla Capogruppo, operano Saipem Nigeria che dalla sua sede di Lagos presidia l’area strategica del West Africa, Petrex SA che opera in Sud America, Saudi Arabian Saipem Ltd che opera nel Golfo Persico e Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda che gestisce i mezzi di perforazione ad eccezione dello Scarabeo 5 gestito direttamente da Saipem SpA. Nel settore opera anche Sonsub Ltd a supporto delle attività con l’impiego dei propri ROV.

Il mercato delle Perforazioni Mare sta attraversando dal 2004 una fase di boom, contrassegnata da domanda in continua crescita, livelli di utilizzo vicini alla piena capacità e tariffe in forte aumento. La crescita della domanda ha subito una nuova accelerazione nel corso del semestre, tanto da determinare utilizzi prossimi al 100% per tutte le categorie di mezzi, da quelli più tecnologicamente avanzati come le drillship a quelli più convenzionali come i jack-up. Gli utilizzi sono così elevati che i programmi di perforazione delle oil companies vengono posposti, cancellati o predisposti più sulla base delle disponibilità dei mezzi che delle esigenze del cliente. Data la carenza di offerta, vengono sempre più spesso impiegati anche mezzi con specifiche tecniche più elevate di quanto richiesto. Anche sul piano geografico gli utilizzi sono ai massimi in ogni regione; va comunque evidenziata, per quanto riguarda l’andamento del semestre, una crescita particolarmente rapida della domanda in Asia Pacifico, dove le tariffe dei jack-up sono aumentate molto velocemente, al pari di quelle del Mare del Nord. Nell’ambito dei mezzi flottanti (semisommergibili e drillship) forti incrementi di tariffe si sono invece registrati in Africa Occidentale.

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Nel Golfo del Messico e in America Centrale e Meridionale, gli utilizzi sono aumentati più per una fuoriuscita di mezzi di perforazione verso altre aree che per un aumento della domanda.

Le acquisizioni Le acquisizioni più significative nel periodo sono relative ai seguenti lavori: - per conto Statoil, il noleggio, per quarantanove mesi, della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 in Norvegia; - per conto Eni Spa Divisione E&P, il noleggio, per tre anni, della piattaforma semisommergibile Scarabeo 7 in Indonesia; - per conto Addax Petroleum, il noleggio, per ventisette mesi, della piattaforma semisommergibile Scarabeo 3 nell’offshore nigeriano; - per conto Petrobel, l’estensione del noleggio, per tre anni, del jack-up Perro Negro 4 in Egitto.

Gli investimenti Tra le attività di investimento relative alle Perforazioni Mare sono da segnalare: - gli interventi sul jack-up Perro Negro 4 per renderlo idoneo all’esecuzione della commessa in Egitto per conto Petrobel; - gli investimenti effettuati sulla flotta per rendere i mezzi adeguati alle normative internazionali e alle richieste specifiche delle società committenti.

Le realizzazioni L’attività del primo semestre del 2006 ha riguardato l’esecuzione di 41 pozzi per circa 59.592 metri perforati. La nave di perforazione per alti fondali Saipem 10000 ha continuato ad operare per conto Total Exploration & Production Angola nell’ambito di un contratto biennale. La piattaforma semisommergibile Scarabeo 3 ha svolto l’attività di perforazione nell’offshore nigeriano per conto Addax nell’ambito di un contratto esteso fino ad aprile del 2008. La piattaforma semisommergibile Scarabeo 4 in Egitto ha continuato l’attività di perforazione per conto IEOC, nell’ambito di un contratto di un anno. La piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 ha continuato ad operare in HP/HT (alta pressione/alta temperatura) nell’offshore norvegese per conto Statoil, nell’ambito di un contratto rinnovato, nel corso del semestre,

fino a dicembre del 2010. La piattaforma semisommergibile Scarabeo 6 ha continuato le attività di perforazione in Egitto nell’ambito di un contratto della durata di due anni, per conto Burullus Gas Company. La piattaforma semisommergibile Scarabeo 7 ha continuato ad operare sul campo di Erha, in Nigeria, per conto Exxon Mobil Nigeria nell’ambito di un contratto della durata di tre anni. Il jack-up Perro Negro 2 ha continuato l’attività nel Golfo Persico per conto Saudi Aramco. Il jack-up Perro Negro 3 ha continuato le operazioni di perforazione e workover per conto GSPC (Gujarat State Petroleum Company), nell’ambito di un contratto che terminerà a giugno 2007. Il jack-up Perro Negro 4 è stato fermo per l’intero semestre per lavori di approntamento per renderlo idoneo allo svolgimento di una nuova commessa, della durata di tre anni, in Egitto per conto Petrobel. Il jack-up Perro Negro 5 ha continuato ad operare, nell’ambito di un contratto della durata di tre anni, in Arabia Saudita per conto Saudi Aramco. La piattaforma autosollevabile Shahid Rajaie, di proprietà NIDC (National Iranian Drilling Contractor) ma gestita da Saipem, ha continuato, fino alla fine di maggio, le operazioni di perforazione nell’offshore iraniano per conto Eni Iran BV. L’impianto package 5820 ha continuato le attività operative per conto Compagnie des Pétroles Total sa, nell’ambito di un contratto di un anno più due opzioni di un anno ciascuna nell’offshore libico. In Congo, sono proseguiti i lavori di workover e manutenzione degli impianti della committente sulle piattaforme fisse di Eni Congo SA. In Perù per conto Petrotech sono stati noleggiati due impianti che hanno eseguito 80 interventi di workover e pulling.

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Utilizzo dei mezzi navali L’utilizzo dei mezzi navali è stato il seguente: Mezzo navale

n° giorni venduti

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 3

181 gg.

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 4

181 gg.

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 (*)

166 gg. a

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 6

170 gg. a

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 7

181 gg.

Nave di perforazione Saipem 10000

181 gg.

Jack-up Perro Negro 2

181 gg.

Jack-up Perro Negro 3

181 gg.

Jack-up Perro Negro 4 Jack-up Perro Negro 5

(*) Mezzo in leasing - Saipem SpA a = nel complemento a 181 giorni il mezzo è stato interessato da lavori di rimessa in classe. b = durante tutto il periodo il mezzo è stato interessato da lavori di approntamento per un nuovo contratto.

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– gg. b 181 gg.

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Esercizio

Primo semestre

Perforazioni Terra

2005

2005

2006

metri perforati 4.671

- Italia

–

393

543.282

- Estero

270.750

284.730

547.953

Totale mt

270.750

285.123

pozzi perforati 1

–

4

212

- Estero

- Italia

106

102

213

Totale

106

106

Quadro generale Nel settore Perforazioni Terra il Gruppo Saipem opera in Italia, Algeria, Egitto, Nigeria, Arabia Saudita, Georgia, Kazakhstan, Turkmenistan, Perù e Venezuela. Nel settore, oltre alla Capogruppo, operano anche Saipem Nigeria, Petrex SA, Saudi Arabian Saipem, Sadco (società indiana paritetica e a gestione congiunta con la società indiana Aban Drilling Co.) e SaiPar (società paritetica e a gestione congiunta con la Parker Drilling Co. operante in Kazakhstan).

Il contesto di mercato Il mercato delle Perforazioni Terra ha fatto registrare una crescita sostenuta nel corso del primo semestre del 2006, diffusa in tutte le principali aree geografiche; la spesa complessiva è aumentata a tassi analoghi a quelli delle perforazioni mare. In America Centrale e Meridionale, nonostante un rallentamento rispetto alla forte crescita degli ultimi anni, l’attività ha continuato a crescere a buoni ritmi. Un incremento di simili proporzioni è in corso sia in Africa

che in Asia Pacifico. I maggiori incrementi di attività, di gran lunga superiori alla media mondiale, si stanno tuttavia registrando negli Stati Uniti ed in Medio Oriente, in cui l’Arabia Saudita riveste un ruolo di primaria importanza e di traino per la spesa dell’intera regione. In crescita anche l’attività in Europa, che comunque rimane strutturalmente molto limitata.

Le acquisizioni Le acquisizioni più significative dell’esercizio sono relative ai seguenti lavori: - per conto ENIREPSA, il noleggio di un impianto in Arabia Saudita, per la perforazione di quattro pozzi, più due opzionali per la durata di circa due anni; - per conto Sonatrach, il noleggio, per dodici mesi, di un impianto in Algeria; - per conto Agip Oil Ecuador, il noleggio, per sei mesi, di un impianto in Ecuador; - per conto PDVSA, il noleggio, per diciassette mesi, di un impianto in Venezuela.

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Gli investimenti Gli investimenti realizzati nel comparto delle Perforazioni Terra si riferiscono ad interventi di miglioramento e integrazione realizzati sugli impianti per mantenerne l’efficienza operativa.

Le realizzazioni L’attività ha riguardato l’esecuzione di 106 pozzi per 285.123 metri perforati. In Italia l’attività di perforazione a terra è stata svolta per conto Eni Divisione Exploration & Production utilizzando due impianti per la perforazione di pozzi profondi. In particolare: - un impianto per pozzi profondi ha continuato le operazioni di workover in provincia di Novara; - un impianto per pozzi profondi ha ultimato le operazioni di workover in provincia di Caltanissetta per conto Enimed e si sta spostando su un’altra postazione, sempre in Sicilia. Otto impianti sono operativi in Arabia Saudita, nell’ambito di un contratto per conto Saudi Aramco, della durata di tre anni più un anno di opzione. Un altro impianto è attualmente in trasferimento dall’Italia verso l’Arabia Saudita dove nel secondo semestre inizierà le operazioni di perforazione per conto Enirepsa nell’ambito di un contratto della durata di tre anni. In Algeria un impianto di media potenza ha continuato a operare per conto First Calgary Petroleum nell’ambito di un contratto di un anno; due impianti di media profondità hanno, rispettivamente, iniziato e continuato, le operazioni per conto Burlington Resources e per conto Groupement Sonatrach-Agip; due impianti di medio/alta potenza hanno continuato le operazioni nell’ambito di contratti di un anno rispettivamente per conto Gulf Keystone e Repsol. In Egitto un impianto innovativo ha continuato l’attività di perforazione per conto Agiba nell’ambito di un contratto della durata di diciotto mesi. In Sud America sono state eseguite le seguenti attività: - un impianto per pozzi profondi ha perforato tre pozzi per conto Pluspetrol nell’area di Teniente Lopez (Perù); - un impianto di perforazione ha perforato un pozzo di sviluppo per conto Pluspetrol nel Blocco 8 della Selva Amazzonica (Perù); - un impianto di perforazione ha perforato diciannove

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pozzi di sviluppo per conto Petrobras Perù nell’area di Talara (Perù); - un impianto di perforazione ha perforato due pozzi di esplorazione per conto Repsol YPF nell’area della Selva Amazzonica (Perù); - tre impianti hanno perforato quindici pozzi di sviluppo per conto PDVSA nell’area di Bare (Venezuela); - un impianto di perforazione ha completato le operazioni di heavy workover per conto Repsol YPF nell’area di Barinas (Venezuela) e successivamente ha iniziato l’attività di perforazione, per conto Pluspetrol, nell’area di Tiznado & Barbacoas (Venezuela); - un impianto idraulico di nuova concezione ha perforato dieci pozzi di sviluppo per conto Eni Dación BV e per conto PDVSA nell’area di Dación (Venezuela). Per quanto riguarda le operazioni di workover e pulling onshore il dettaglio dell’attività è il seguente: - nell’area di Trompetero (Perù) sono stati eseguiti 29 interventi di pulling e workover per conto Pluspetrol; - nell’area di Teniente Lopez (Perù) sono stati eseguiti complessivamente 25 interventi di pulling e workover per conto Pluspetrol; - nell’area di Talara (Perù) sono stati eseguiti 312 interventi di pulling e workover per conto Petrobras Perù. In Kazakhstan è proseguita l’attività di workover per conto di Karachaganak Petroleum Operating (KPO) nella provincia di Uralsk. Nel corso del primo semestre del 2006 sono stati utilizzati tre impianti: un impianto preso a noleggio dalla società kazaka Kazburgas e due della statunitense Parker. Un impianto di medio/alta potenza ha continuato l’attività di perforazione, nella provincia di Uralsk, per conto Zhaikmunai LLP nell’ambito di un contratto di un anno. Sono inoltre iniziate le attività di procurement e le attività preparatorie nell’ambito del progetto D Island per conto Agip KCO, che prevede l’attività di perforazione, della durata di circa cinque anni nel Blocco D del giacimento Kashagan, da svolgersi con due impianti di proprietà del cliente. In Turkmenistan, un impianto per pozzi profondi ha continuato l’attività di perforazione per conto Burren Oil nell’ambito di un contratto di un anno. In Georgia un impianto di medio/alta potenza ha continuato ad operare per conto Ninotsminda Oil Company Georgia nell’ambito di un contratto che prevede la perforazione di un pozzo (durata stimata quattro mesi) più due opzionali.

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Utilizzo impianti L’attività operativa ha comportato, nel semestre, un utilizzo medio degli impianti terra del 92% (91% nello stesso semestre del 2005); di detti impianti 13 sono impiegati in Perù, 8 in Arabia Saudita, 5 in Venezuela, 2 in Italia, 5 in Algeria, 1 in Egitto, 1 in Kazakhstan, 1 in Georgia, 1 in Ecuador e 1 in Turkmenistan. Inoltre sono stati utilizzati 5 impianti di terzi in Perù e 3 impianti di terzi dalla joint company SaiPar in Kazakhstan. E’ stato, infine, impiegato 1 impianto in compartecipazione con terzi in Kazakhstan.

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Commento ai risultati economico finanziari

Come più volte evidenziato, i volumi di ricavi realizzati e la redditività ad essi associata, specialmente nelle attività Offshore e Onshore, e in misura inferiore nell’attività Perforazione, non sono lineari nel tempo, dipendendo tra l’altro, oltre che dall’andamento del mercato, da fattori cli-

matici e dalla programmazione dei singoli lavori. Conseguentemente, i dati di una frazione di esercizio possono variare significativamente rispetto a quelli dei corrispondenti periodi di altri esercizi e non consentono l’estrapolazione all’intero anno.

RISULTATI ECONOMICI (milioni di €)

Gruppo Saipem - Conto economico riclassificato Esercizio

Primo semestre

2005

2005

2006 Saipem “stand alone”

4.528 11 (3.156)

Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi

Saipem consolidato

2.119

2.374

721

–

3.095

3

4

–

–

4

(1.623)

(607)

1

(2.229)

(381)

(439)

(85)

1

(523)

Margine operativo lordo

248

316

29

2

347

Ammortamenti e svalutazioni

(94)

(97)

(6)

–

(103)

365

Utile operativo

154

219

23

2

244

(54)

Oneri finanziari netti

(26)

(29)

(4)

(7)

(40)

564 (199)

24

Lavoro e oneri relativi

Proventi netti su partecipazioni

335

Utile prima delle imposte

(76)

Imposte sul reddito

259

Utile prima degli interessi di terzi azionisti

(4) 255

Risultato di competenza di terzi azionisti Utile netto

12

17

7

–

24

140

207

26

(5)

228

(30)

(53)

(13)

2

(64)

110

154

13

(3)

164

(2) 108

Saipem “stand alone” I ricavi della gestione caratteristica realizzati nel primo semestre ammontano a 2.374 milioni di euro, con un aumento di 255 milioni di euro rispetto a quelli del corrispondente periodo dell’esercizio precedente principal-

30

Var. % Effetti acquisizione

(1.493)

(819)

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

Snamprogetti 2° trimestre

(2) 152

– 13

– (3)

46,1

39,9 58,4

62,9 49,1

(2) 162

50,0

mente per maggiori volumi di attività sviluppati dalle attività Onshore e Offshore. Il margine operativo lordo, pari a 316 milioni di euro, registra un incremento del 27,4% rispetto al corrispondente periodo del 2005.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali sono stati 97 milioni di euro. L’utile operativo conseguito nel primo semestre del 2006, pari a 219 milioni di euro, aumenta di 65 milioni di euro rispetto a quello consuntivato nel primo semestre del 2005, come commentato di seguito nel dettaglio analizzando l’andamento delle varie business unit. I dati relativi a Snamprogetti sono commentati nella sezione dedicata all’attività Onshore. Saipem consolidato Gli oneri finanziari aumentano, rispetto al corrispondente periodo del 2005, di 14 milioni di euro principalmente per effetto dei maggiori tassi di interesse e per il maggiore indebitamento medio associabile all’acquisizione di Snamprogetti (come evidenziato dalla colonna “effet-

ti acquisizione”) e alla distribuzione dei dividendi. I proventi netti su partecipazioni, pari a 24 milioni di euro, esprimono un incremento di 12 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2005. L’utile prima delle imposte si attesta sui 228 milioni di euro, con un incremento del 62,9% rispetto al corrispondente periodo del 2005. Le imposte sul reddito, pari a 64 milioni di euro, aumentano di 34 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2005 come conseguenza dell’aumento della base imponibile e del tax rate che passa dal 21% del 2005 al 28% del 2006. L’utile netto raggiunge l’importo di 162 milioni di euro, con un incremento del 50% rispetto al corrispondente periodo del 2005.

(milioni di €)

Utile operativo e costi per destinazione Esercizio

Primo semestre

2005

2005

2006 Saipem “stand alone”

4.528 (3.914)

Ricavi operativi Costi della produzione

Snamprogetti 2° trimestre

Var. % Effetti acquisizione

Saipem consolidato

2.119

2.374

721

–

3.095

(1.850)

(2.018)

(668)

1

(2.685)

(57)

Costi di inattività

(19)

(29)

(2)

–

(31)

(62)

Costi commerciali

(34)

(39)

(8)

–

(47)

(3)

(4)

(4)

–

(8)

1

–

–

–

–

Margine di attività

214

284

39

1

324

(120)

Spese generali

(60)

(65)

(16)

1

(80)

365

Utile operativo

154

219

23

2

244

(7)

Costi di ricerca e sviluppo

(3)

Proventi (oneri) diversi operativi netti

485

Il Gruppo Saipem “stand alone” ha conseguito nel 2006 Ricavi operativi, che coincidono con i ricavi della gestione caratteristica, di 2.374 milioni di euro registrando, come già commentato, un aumento di 255 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2005. I costi della produzione, che comprendono i costi diretti delle commesse di vendita e gli ammortamenti dei mezzi e attrezzature impiegati, sono complessivamente ammontati a 2.018 milioni (1.850 milioni nel corrispondente periodo del 2005), con un incremento del 9,1%, correlato all’aumento dei volumi di attività. I costi di inattività sono aumentati di 10 milioni di euro principalmente per il minor impiego richiesto dalle commesse in fase di esecuzione. I costi commerciali, pari a 39 milioni di euro, registrano un incremento di 5 milioni di euro rispetto al corrispon-

46,1

51,4 58,4

dente periodo del 2005, essenzialmente riconducibile al trend positivo di tutti i mercati di riferimento. Le spese di ricerca rilevate tra i costi di gestione registrano un incremento di 1 milione di euro. Il margine di attività presenta un incremento del 32,7%, attestandosi sui 284 milioni di euro con una redditività del 12% rispetto al 10,1% del corrispondente periodo del 2005. Le spese generali pari a 65 milioni di euro, aumentano di 5 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2005, principalmente per la piena operatività del progetto Sarbanes Oxley Act e l’accelerazione dell’implementazione del pacchetto integrato Sap in Kazakhstan.

31

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Analizzando i risultati espressi dalle principali attività:

Offshore (*)

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005 2.795 (2.458)

Ricavi Costo del venduto

2005

2006

1.340

1.438

(1.193)

(1.265)

(96)

Ammortamenti

(50)

(43)

241

Utile operativo

97

130

(*) La business unit Offshore comprende le precedenti Costruzioni Mare, Leased FPSO e parte dell’MMO. I dati del corrispondente periodo del 2005 sono stati coerentemente riclassificati. I dati delle business unit Offshore non sono influenzati dall’acquisizione Snamprogetti.

I ricavi del primo semestre del 2006, ammontano a 1.438 milioni di euro, con un incremento del 7,3% rispetto al corrispondente semestre del 2005, principalmente riconducibile alla maggiore attività in Kazakhstan e Azerbaijan. Il costo del venduto, pari a 1.265 milioni di euro, è aumentato del 6% coerentemente con i maggiori volumi del semestre. Gli ammortamenti diminuiscono di 7 milioni di euro rispetto a quanto consuntivato nello stesso periodo del

32

2005 per effetto della conclusione di progetti che avevano richiesto attrezzature specifiche. L’utile operativo del primo semestre del 2006 ammonta a 130 milioni di euro, pari al 9% dei ricavi, rispetto ai 97 milioni di euro, pari al 7,2% dei ricavi, del corrispondente periodo del 2005. L’incremento di redditività è da ricondurre a migliori condizioni contrattuali e ad una più alta efficienza operativa.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Onshore (*)

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005

2005

2006 Saipem “stand alone”

1.221 (1.137)

Ricavi Costo del venduto

Snamprogetti 2° trimestre

Saipem consolidato

546

645

721

1.366

(508)

(593)

(691)

(1.284)

(6)

(25)

24

57

(35)

Ammortamenti

(14)

49

Utile operativo

24

(19) (**)

33

(***)

(*)

La business unit Onshore comprende le precedenti Costruzioni Terra, LNG e parte dell’MMO. I dati del corrispondente periodo del 2005 sono stati coerentemente riclassificati. I dati della business unit Onshore sono influenzati dall’acquisizione di Snamprogetti, il cui conto economico è consolidato a decorrere dal 1° aprile 2006. (**) comprende 1 milione di euro di sinergie di costo conseguenti l’acquisizione di Snamprogetti. (***) comprende 1 milione di euro di sinergie di costo conseguite, al netto dell’applicazione della “loss indemnity provision” pattuita nel contratto di compravendita di Snamprogetti con Eni.

Saipem “stand alone” I ricavi realizzati nel primo semestre del 2006 ammontano a 645 milioni di euro, con un incremento del 18,1% rispetto al corrispondente semestre del 2005, in seguito alla maggiore attività del progetto Sakhalin in Russia e alla piena operatività delle commesse in Nigeria, Messico e Canada. All’incremento dei volumi è associato un incremento del costo del venduto del 16,7%. Inoltre gli ammortamenti sono aumentati di 5 milioni di euro in seguito all’incremento degli ammortamenti di attrezzature specifiche di progetti in corso. L’utile operativo del primo semestre del 2006 ammonta a 33 milioni di euro rispetto ai 24 milioni di euro del corrispondente periodo del 2005, con un’incidenza sui ricavi che passa dal 4,4% al 5,1%. L’incremento dei margini è ascrivibile sia a una buona efficienza operativa che a migliori condizioni contrattuali. Snamprogetti I ricavi generati da Snamprogetti, nel corso del secondo trimestre del 2006, ammontano a 721 milioni di euro e sono riconducibili a progetti in fase di esecuzione principalmente in Medio Oriente e in Italia. L’utile operativo si attesta sui 24 milioni di euro con una redditività del 3,3%. I ricavi del trimestre della Snamprogetti comprendono, per 44 milioni di euro, prestazioni relative al progetto

Escravos per conto della società petrolifera Chevron Texaco. Il progetto, assegnato nel primo trimestre del 2005 ad una joint-venture paritetica costituita fra Snamprogetti e la società americana KBR (succursale di Halliburton), riguarda l’ingegneria, l’approvvigionamento e la costruzione di un impianto GTL (Gas-to-Liquids) nel delta del Niger, a circa 100 chilometri a sud-est di Lagos. I ritardi nell’ottenimento della disponibilità delle aree sulle quali erigere l’opera e le consistenti richieste di variazioni dello scopo del lavoro originario sono alla base di un prevedibile ritardo nella realizzazione del progetto con un conseguente previsto incremento dei costi di completamento. Sono in corso negoziazioni tra la joint-venture ed il cliente per la valutazione dell’impatto economico e la conseguente ridefinizione dei termini contrattuali. La Snamprogetti ha accantonato nel trimestre un importo di 58 milioni di euro a fronte di perdite future stimate sul progetto; detto accantonamento non incide sui conti Saipem in quanto offsettato da un credito di pari importo acceso nei confronti di Eni. Saipem sta trattando con KBR un proprio intervento per la parte del progetto da realizzarsi localmente. Saipem, per i benefici che potrà portare al progetto per la propria radicata presenza in Nigeria e per le pattuizioni contrattuali stipulate con l’Eni in occasione dell’acquisizione di Snamprogetti, non ritiene di subire significativi effetti economici negativi dall’evoluzione delle negoziazioni in corso.

33

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Perforazioni Mare

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005 302

2005

2006

Ricavi

140

173

Costo del venduto

(94)

(103)

(49)

Ammortamenti

(22)

(26)

54

Utile operativo

24

44

(199)

I ricavi realizzati nel primo semestre del 2006 ammontano a 173 milioni di euro, con un incremento del 23,6% rispetto al corrispondente periodo del 2005 a seguito della maggiore attività della piattaforma semisommergibile Scarabeo 4 e del jack-up Perro Negro 5 nonché a più elevate tariffe contrattuali. Il costo del venduto registra un incremento del 9,6% rispetto al primo semestre del 2005, coerentemente con i maggiori volumi dell’esercizio. Gli ammortamenti registrano un incremento di 4 milioni di euro per effetto della piena operatività dei mezzi

interessati da lavori di approntamento nello stesso periodo del 2005. L’utile operativo del primo semestre del 2006 ammonta a 44 milioni di euro pari al 25,4% dei ricavi, rispetto ai 24 milioni di euro, pari al 17,1% dei ricavi, del corrispondente semestre del 2005. Il miglioramento dei margini in valore assoluto nonché della redditività è riconducibile sia a tariffe più remunerative che a un’utilizzazione più elevata degli impianti.

Perforazioni Terra

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005 210 (170)

2005 Ricavi Costo del venduto

118

(76)

(96)

(19)

Ammortamenti

(8)

(9)

21

Utile operativo

9

13

I ricavi realizzati nel primo semestre del 2006 ammontano a 118 milioni di euro, con un incremento del 26,9% rispetto al corrispondente periodo del 2005 in seguito alla maggiore attività in Africa del Nord e in Kazakhstan. Il costo del venduto registra un incremento del 26,3% rispetto al primo semestre del 2005, coerentemente con i maggiori volumi dell’esercizio. Gli ammortamenti registrano un incremento di 1 milio-

34

2006

93

ne di euro rispetto al corrispondente periodo del 2005. L’utile operativo del primo semestre del 2006 ammonta a 13 milioni di euro pari all’11% dei ricavi, rispetto ai 9 milioni di euro, pari al 9,7% dei ricavi, del corrispondente semestre del 2005. Il miglioramento dei margini in valore assoluto nonché della redditività è riconducibile sia a tariffe più remunerative che a un più elevato utilizzo degli impianti.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA (milioni di €)

Gruppo Saipem - Stato patrimoniale riclassificato (*) 30.06.2005

1.788 835

31 Dicembre 2005

Attività materiali nette

30 Giugno 2006 (**)

1.903

Attività immateriali

2.623

2.117

837

842

2.740

2.959

1.296

-

Offshore

1.437

508

-

Onshore

487

578

735

-

Perforazioni Mare

729

722

84

-

Perforazioni Terra

87

84

28 2.651 (51)

Partecipazioni Capitale immobilizzato Capitale circolante

(134)

Fondi per rischi e oneri (185) (34)

1.575

40

147

2.780

3.106

60

(2)

(97)

(101)

Capitale di esercizio netto

(37)

Fondo per benefici ai dipendenti

(88)

2.432

Capitale investito netto

2.655

1.479

Patrimonio netto

1.630

11 942 2.432 441.410.900

Capitale e riserve di terzi Indebitamento finanziario netto Coperture n° azioni emesse e sottoscritte

(103) (159) 2.844 (***)

1.309

13

3

1.012

1.532

2.655

2.844

441.410.900

441.410.900

(*)

per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori” a pag.67. (**) comprende gli effetti dell’acquisizione di Snamprogetti. (***) recepisce il decremento di 440 milioni di euro per la differenza fra il prezzo pagato per l’acquisizione di Snamprogetti e il patrimonio netto della stessa al 31 marzo 2006.

Il capitale immobilizzato si è attestato al 30 giugno 2006 sui 3.106 milioni di euro, con un incremento di 326 milioni di euro rispetto al dato al 31 dicembre 2005. L’incremento è la risultante di investimenti per 231 milioni di euro, ammortamenti per 103 milioni di euro, aumenti di immobilizzazioni finanziarie per 107 milioni di euro, del consolidamento di Snamprogetti per 97 milioni di euro e dell’effetto negativo sul capitale immobilizzato derivante dalla conversione dei bilanci espressi in moneta estera per 6 milioni di euro. Il capitale di esercizio netto diminuisce, al 30 giugno 2006, di 66 milioni di euro, passando da un valore negativo di 37 milioni di fine 2005 a un valore negativo di 103 milioni al 30 giugno 2006. Il fondo per benefici ai dipendenti si attesta sui 159 milioni di euro con un incremento di 71 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2005. A seguito di quanto prima analizzato, il capitale investito netto aumenta di 189 milioni di euro, attestandosi, al 30 giugno 2006, sui 2.844 milioni di euro, rispetto ai

2.655 milioni di fine 2005. Il patrimonio netto, compresa la quota attribuibile alle minoranze, diminuisce di 331 milioni di euro, raggiungendo al 30 giugno 2006 i 1.312 milioni di euro, rispetto ai 1.643 milioni di fine 2005. La riduzione è la risultante del maggior prezzo per l’acquisizione di Snamprogetti per 440 milioni di euro, della distribuzione di dividendi per 82 milioni di euro, dell’acquisto di azioni proprie per soddisfare i piani di incentivazione per 36 milioni di euro e dell’effetto delle differenze di cambio di conversione e altre variazioni per 17 milioni di euro, solo parzialmente compensati dall’utile di periodo per 164 milioni di euro e dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati di copertura del rischio di cambio e dei tassi di interesse per 68 milioni di euro. La diminuzione del patrimonio netto associata all’aumento del capitale investito netto determina l’aumento dell’indebitamento finanziario netto, che al 30 giugno 2006 si attesta a 1.532 milioni di euro, rispetto ai 1.012 milioni di euro del 31 dicembre 2005 con un incremento di 520 milioni di euro.

35

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

(milioni di €)

Composizione indebitamento finanziario netto 30.06.2005

31.12.2005

30.06.2006

325

Debiti v/banche esigibili oltre l’esercizio succ.

299

295

158

Debiti v/altri finanziatori esigibili oltre l’esercizio succ.

185

322

483 (790)

Indebitamento finanziario netto a m/l termine

484

Depositi bancari, postali e c/o imprese finanziarie di Gruppo

(12)

Denaro e valori in cassa

–

Attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

(10) 94 1.177

617

(868)

(1.271)

(9)

(90)

–

(4)

Crediti v/altri esigibili entro l’esercizio succ.

(17)

(12)

Debiti v/banche esigibili entro l’esercizio succ.

125

231

Debiti v/altri finanziatori esigibili entro l’esercizio succ. 459

Indebitamento finanziario netto a breve termine

942

Indebitamento finanziario netto

1.297

2.061 528

915

1.012

1.532

La passività connessa al fair value dei contratti derivati è rappresentata nelle Note al Bilancio numero 6 “Altre attività” e 16 “Altre passività”. L’indebitamento finanziario netto include la passività relativa al fair value dell’IRS.

L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2006 ammonta a 1.532 milioni di euro, con un aumento di 520 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2005. Lo scostamento è determinato dall’acquisizione Snamprogetti per (296) milioni di euro, dalla variazione del capitale di esercizio per (206) milioni di euro, da altri componenti monetarie per (14) milioni di euro, dagli investimenti per (231) milioni di euro, da altri disinvestimenti per 7 milioni di euro, dall’acquisto di azioni proprie per soddisfare i piani di incentivazione per (36)

36

milioni di euro e dal pagamento di dividendi per (82) milioni di euro solo in minima parte compensati dall’autofinanziamento generato dal flusso di cassa del risultato operativo per 338 milioni di euro. Per la suddivisione per valuta dell’indebitamento finanziario lordo di 2.909 milioni di euro si rimanda a quanto indicato nella nota 13 “Passività finanziarie a breve termine” e nella nota 17 “Passività finanziarie a lungo termine e quota a breve di passività a lungo termine”.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

(milioni di €)

Esercizio

Primo semestre

Gruppo Saipem - Rendiconto finanziario riclassificato e variazione dell’indebitamento finanziario netto

2005 255 4

Utile del periodo di Gruppo Utile del periodo di terzi

2005

2006

108

162

2

2

95

87

a rettifica: 204 – 101 564

Ammortamenti ed altri componenti non monetari (Plusvalenze), svalutazioni dell’attivo circolante Dividendi, interessi, proventi/oneri straordinari e imposte sul reddito

–

1

53

86

Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo

258

338

Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione

(51)

(206)

(60)

Dividendi, interessi, proventi/oneri straordinari e imposte sul reddito incassati (pagati) nel periodo

(36)

(14)

326

Flusso di cassa netto da attività di periodo

171

118

(137)

(231)

(4)

–

(178)

(355) (7)

Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali Acquisto di partecipazioni consolidate

3

Disinvestimenti

1

1

–

Altri investimenti e disinvestimenti

–

6

(33)

Free cash flow

31

(106)

(12)

Investimenti netti relativi all’attività di finanziamento (*)

(4)

2

408

Variazione debiti finanziari

253

903

(30)

Acquisto di azioni proprie

(18)

(36)

Flusso di cassa del capitale proprio

(65)

(82)

10

(197)

(65) 14

Variazioni area di consolidamento e differenze di cambio sulle disponibilità

282

Flusso di cassa netto del periodo

(33)

Free cash flow

(30) (65) (18)

Differenze di cambio sull’indebitamento finanziario netto e altre variazioni

(16)

(296)

Variazione indebitamento finanziario netto

(68)

(520)

(146)

207

484

31

(106)

Acquisto di azioni proprie

(18)

(36)

Flusso di cassa del capitale proprio

(65)

(82)

(*) La voce “Investimenti netti relativi all’attività di finanziamento” comprende “Riscossioni e cessioni di crediti finanziari a breve termine” per 5 milioni di euro e ”Concessione di crediti finanziari a breve termine” per (3) milioni di euro inclusi nel “Flusso di cassa netto da attività di Investimento” evidenziato nel rendiconto finanziario non riclassificato incluso negli schemi obbligatori.

Il flusso di cassa netto da attività di periodo pari a 118 milioni di euro ha solo parzialmente finanziato gli investimenti netti in attività materiali ed immateriali e gli investimenti in partecipazioni generando un free cash flow negativo per 106 milioni di euro. Il flusso di cassa del capitale proprio, negativo per 82 milioni di euro, è riconducibile al pagamento dei dividendi; l’acquisto di azioni proprie, finalizzate al piano di incentivazione dei dirigenti, ha generato un flusso negativo per 36 milioni di euro, le differenze di cambio sull’indebitamento finanziario netto e altre variazioni hanno avuto un effetto negativo per 296 milioni di euro interamente riconducibile all’acquisizione di Snamprogetti. Pertanto l’indebitamento finanziario netto ha subito un aumento di 520 milioni di euro.

In particolare: Il flusso di cassa del risultato operativo, prima della variazione del capitale di periodo di 338 milioni di euro deriva: - dall’utile del periodo di 164 milioni di euro comprensivo della quota di competenza di terzi azionisti pari a 2 milioni di euro; - dagli ammortamenti per 103 milioni di euro, dalla variazione del fondo per benefici ai dipendenti per 11 milioni di euro e dalla variazione negativa dei fondi per rischi ed oneri per 6 milioni di euro; le rivalutazioni nette hanno avuto invece un impatto negativo per 20 milioni di euro; - dagli oneri finanziari netti per 22 milioni di euro e dalle imposte sul reddito per 64 milioni di euro. L’aumento del capitale di periodo relativo alla gestione

37

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

di 206 milioni di euro è da correlare ai maggiori volumi di attività sviluppati nel semestre. La voce dividendi, interessi e imposte sul reddito pagati nel 2006 per 14 milioni di euro si riferisce principalmente al saldo di interessi e oneri finanziari per 29 milioni di euro e al pagamento di imposte per 43 milioni di euro. Gli investimenti in attività materiali ed immateriali ammontano a 231 milioni di euro. La suddivisione del

38

totale investimenti per area di business è: Offshore (186 milioni di euro), Onshore (17 milioni di euro), Perforazioni Mare (20 milioni di euro) e Perforazioni Terra (8 milioni di euro). Ulteriori informazioni, in ordine agli investimenti effettuati nel periodo, sono riportate nel commento all’andamento operativo. Il flusso di cassa generato dai disinvestimenti in attività materiali è stato di 1 milione di euro, quello da altri investimenti e disinvestimenti è stato pari a 6 milioni di euro.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Attività di ricerca e sviluppo

Nel corso del primo semestre del 2006 sono state particolarmente intensificate presso il polo di Milano le attività di sviluppo finalizzate all’ottimizzazione dei processi produttivi mentre per il progetto Kashagan è proseguita la fase di implementazione delle tecnologie sviluppate ed il supporto alle attività operative; proseguono inoltre i progetti di ricerca e sviluppo. Il polo di Parigi è come di consueto impegnato nei progetti ad elevato contenuto ingegneristico rivolti ai clienti esterni. Le attività svolte hanno comportato l’utilizzo di risorse finanziarie pari a 4 milioni di euro interamente imputati al conto economico. Gli eventi più significativi hanno riguardato le seguenti attività.

Attività generali La struttura e le funzioni del sistema di Knowledge Management sono state oggetto di una analisi che ha identificato delle nuove modalità di utilizzo, fortemente indirizzate alla condivisione di conoscenza sia a livello documentale che a livello di “comunità di pratica” (reti informali di esperti).

Tecnologie per gli Assets, le Operazioni ed i Progetti Integrati E’ in fase di conclusione la costruzione del prototipo del nuovo sistema di saldatura mentre è stato realizzato, sullo stesso tema, uno studio relativo all’innovazione di alcuni componenti a supporto del processo di saldatura. E’ stata terminata la fase di costruzione e di collaudo dei sistemi di scavo, di interro e di successivo riempimento della trincea e sono in fase conclusiva le attrezzature per le operazioni di tiro e tie-in in bassissimo fondale, obiettivo tecnologico per il progetto Kashagan. E’ cominciata la fase di supporto operativo per la messa in servizio dei sistemi. E’ stato avviato uno studio concettuale relativo ai sistemi di posa ad S in posizionamento dinamico; lo studio ha come obiettivo la definizione della configurazione di

una nave di posa ad elevate prestazioni. L’attività è sinergica al già avviato progetto di revisione dei processi di posa ad “S”, volto ad individuare nuove soluzioni tecnologiche sui principali sottoprocessi e a rivisitare criticamente l’intero ciclo produttivo a bordo dei mezzi della flotta con l’obiettivo di migliorarne la produttività. Nell’ambito della perforazione sono continuati gli studi relativi ai problemi di fatica dei riser, e al “Transit with Hanging Riser”. Inoltre, è stato assicurato supporto tecnologico per le attività di definizione del nuovo mezzo di perforazione Scarabeo 8.

Tecnologie per lo sviluppo dei campi e i sistemi di trasporto LNG Continua lo sviluppo di tecnologie per l’alto fondale con l’obiettivo di migliorare le soluzioni per lo sfruttamento dei campi profondi e per preparare Saipem al mercato delle acque molto profonde. Le principali aree di attività riguardano l’architettura di stazioni sottomarine e relativa componentistica per la separazione in acque profonde dell’acqua dal greggio prima della risalita verso la FPSO, le nuove architetture di flowlines e risers, la loro modellizzazione e i relativi metodi di installazione nonché le tecnologie di isolamento termico e di anticorrosione. Continua lo sviluppo di sistemi LNG offshore, sia come produzione che come terminale di ricezione. Si considerano due tipi di soluzione: una per installazioni di basso fondale basata su strutture a gravità in cemento ed una per acque profonde basata su un mezzo galleggiante ormeggiato. Saipem è anche attiva nel settore delle energie rinnovabili, con sviluppi finalizzati alla riduzione dei costi di installazione e gestione dei sistemi eolici offshore, con particolare riferimento alla progettazione delle strutture di supporto ed alle metodologie di installazione. Si stanno infine investigando anche le possibilità di sfruttamento dell’energia da onde e correnti marine. Saipem è anche presente nel campo della gestione delle emissioni di CO2, attraverso progetti di ricerca in cooperazione con partners industriali ed accademici.

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Qualità, salute, sicurezza e ambiente

La qualità del servizio offerto al cliente, la tutela dell’ambiente interessato dall’attività operativa, la salute e la sicurezza del personale e lo sviluppo sostenibile delle comunità locali costituiscono valori primari nella cultura di impresa di Saipem.

Qualità Nel corso dei primi sei mesi del 2006 sono proseguite le attività di monitoraggio della soddisfazione dei maggiori clienti con l’ottenimento di informazioni di ritorno e valutazioni. In particolare si segnalano quelle da ExxonMobil per il progetto Erha e da BP per i progetti AIOC Azeri e Tangguh. Importanti risultati sono stati raggiunti riguardo all’avanzamento delle attività di sostegno allo sviluppo dei Sistemi di Gestione della Qualità di Petrex SA in Peru’, Petromar Lda in Angola, Saipem FPSO in Italia e ERS BV in Olanda. Nel corso dei primi sei mesi dell’anno si segnalano inoltre i seguenti risultati: - l’inizio dell’integrazione delle procedure e dei sistemi di Saipem e Snamprogetti per massimizzare le reciproche conoscenze e potenzialità anche riguardo gli strumenti per una migliore gestione delle attività di Quality Management a livello di Ingegneria e Project Office e Quality Control nei cantieri operativi; - il consolidamento di strumenti e metodologie per il monitoraggio, la misurazione dei processi del Sistema di Gestione per la Qualità e l’analisi dei trend di riferimento; - il consolidamento di strumenti per la Gestione delle attività di Verifica e Validazione della Progettazione volti alla diffusione delle “Lessons Learnt” ingegneristiche; - la creazioni di Portali informatici su specifiche aree e discipline per la condivisione a livello di gruppo delle Best Practices e delle Lessons Learnt;

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- la razionalizzazione a livello di gruppo dei criteri per la gestione delle attività di taratura degli strumenti di misura sui vari mezzi navali di perforazione e costruzione; - l’innovazione e le prime applicazioni degli strumenti di monitoraggio delle prestazioni di fornitori ed appaltatori al fine di segmentare e selezionare il mercato delle forniture e dei servizi; - l’analisi ed il confronto dei KPI (Key Performance Indicators) dei principali rig di Perforazioni Mare; - l’emissione a livello di gruppo di Specifiche Standard per la Qualità per essere usate come allegati agli ordini emessi nei confronti di Fornitori e Subappaltatori; - l’inizio della diffusione a livello di gruppo della metodologia per la Gestione dei Costi della Qualità.

Salute La prima parte del 2006 ha visto il Servizio Medico della Saipem impegnato nel raggiungimento degli obiettivi prefissati all’inizio dell’anno e determinati secondo gli Indicatori di Performance. Detti indicatori sono stati creati non solo come strumento di controllo, ma anche come metodo col quale valutare le modalità con cui specifiche attività sanitarie sono implementate presso le unità e le Società periferiche così come a livello corporate. Gli HPI (Health Performance Indicators), così definiti, riflettono lo “stato dell’arte”, evidenziando i punti che richiedono miglioramenti e le aree dove, concentrando impegno e risorse, si possono conseguire migliori performance. Il completamento della serie di “leaflets”, predisposti allo scopo di formare ed informare i dipendenti della nostra azienda in materia di prevenzione delle più diffuse patologie, diagnosticabili nei paesi dove Saipem opera, e la presentazione della “brochure” del Servizio med, rappresentano solo l’ultima delle iniziative poste in essere per migliorare la comunicazione nei confronti dei nostri “clienti” interni ed esterni.

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Sono in atto le visite oculistiche per il personale di sede esposto al rischio lavorativo VDT (videoterminale) secondo il D.Lgs 626/94, che vedrà coinvolti circa 500 dipendenti. Le visite, eseguite da un medico specialista oftalmologo, vengono effettuate, presso il 4° palazzo uffici, e proseguiranno per tutto l’anno. Il 2006 ha visto celebrare, nel mese di giugno, il centenario della Medicina del Lavoro che per l’occasione è stato organizzato nella città dove questa disciplina è nata, Milano. Il Servizio Medico di Saipem, ha avuto l’onore di essere invitato a presentare una specifica testimonianza sulla gestione della medicina del lavoro nelle località di frontiera. Vista l’eccezionalità dell’evento, denominato ICOH (International Congress on Occupational Health), grande è stato lo sforzo messo in atto per meglio rappresentare le difficoltà proprie della gestione di una attività così complessa, come la medicina del lavoro, in paesi sprovvisti di servizi medici degni di tale nome, dove le caratteristiche ambientali e politiche rendono la tutela della salute del lavoratore, estremamente complessa ed onerosa. Il successo della presentazione, definita dagli stessi organizzatori come innovativa e fortemente comunicativa, ha dato lo stimolo a proseguire nella medesima direzione predisponendoci a preparare una presentazione delle attività del Servizio med che utilizzi gli stessi strumenti innovativi posti in essere per il convegno. E’ stato ultimato il programma di valutazione dei rischi inerenti alla salute (Health Risk Assessment HRA) il quale, dopo un periodo di monitoraggio iniziale, verrà distribuito in tutti i siti Saipem e nello specifico presso le sedi dove i progetti operativi vengono elaborati.

Sicurezza Le tematiche di sicurezza sono ormai diventate agenda di tutte le attività che Saipem svolge nel mondo. Il business non può prescindere dal fondamentale concetto che i nostri lavoratori rappresentano il principale asset del Gruppo e che un elevato livello di attenzione e riguardo verso di loro non può venire meno in nessun contesto. L’azienda continua a sperimentare innovazioni al fine di migliorare i risultati negli ambienti lavorativi. Nonostante il notevole sforzo messo in atto, si continuano a registrare un numero significativo di incidenti, anche di particolare gravità. Nel primo semestre del 2006 si sono verificati quattro incidenti nei quali, durante operazioni in Perù, Cina, Emirati Arabi e Russia, hanno perso la vita un dipendente Saipem e tre dipendenti di appaltatori. Per contenere questo trend, ormai abbastanza stabile

negli ultimi anni, è necessario un nuovo approccio alla gestione della sicurezza e protezione dei lavoratori, siano essi direttamente impiegati da Saipem o contrattisti. I valori della sicurezza sul lavoro devono essere impressi in ogni singola unità della nostra diversificata e multi culturale forza lavoro. Questo processo può essere efficace solo se opportunamente supportato da una chiara e convinta leadership in sicurezza di tutti i responsabili operativi. A tal proposito nel piano di sicurezza del 2006 Saipem ha focalizzato l’attenzione su interventi mirati a divulgare workshop formativi sulle tematiche di Leadership in Safety. Una task force è stata nominata con l’obiettivo di preparare l’intero pacchetto di formazione interna e facilitare gli interventi. In questo ambito è stato anche garantito il coinvolgimento e supporto di Eni Corporate University. Questo intervento insieme ad altri obiettivi di supporto definiti nel piano di sicurezza 2006 hanno lo scopo di raggiungere i Top Level Safety Objectives: - zero Incidenti Mortali; - miglioramento della cultura di sicurezza del Gruppo; - riduzione degli Incidenti gravi (15% LTI / 10% TRI). Con riferimento a questo ultimo obiettivo i dati del primo semestre 2006 (LTI frequency rate =0,94/ TRI frequency rate = 3,88) indicano un leggero miglioramento se paragonati agli stessi parziali del primo semestre del 2005 (LTI frequency rate =1,09/ TRI frequency rate =4,80). La prima metà del 2006 e’ stata caratterizzata da molteplici iniziative ed interventi che hanno testimoniato l’impegno continuo della Direzione QHSE a contribuire e sollecitare il resto dell’organizzazione al miglioramento delle performance di sicurezza. Il secondo semestre del 2006 sarà sicuramente altrettanto ricco di iniziative ed interventi con lo scopo di controllare e mitigare i rischi delle nostre operazioni e sviluppare una cultura di sicurezza intollerante verso ogni tipo infortunio di qualunque entità. Solo il contributo di tutto il personale e di tutte le Direzioni consentirà il raggiungimento di un luogo di lavoro sicuro caratterizzato da zero incidenti.

Ambiente Come per gli anni passati, anche durante il primo semestre del 2006 Saipem ha proseguito una serie di iniziative volte a migliorarne l’impegno nei confronti della tutela dell’ambiente. In particolar modo, per poter meglio comprendere gli impatti derivanti dalle nostre attività, abbiamo iniziato un’analisi critica dei dati ambientali relativi all’anno 2005, raccolti con successo grazie l’uti-

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lizzo del nuovo software (Environmental Web Report), appositamente introdotto per ottenere una più agevole e sicura raccolta delle informazioni necessarie dai diversi siti/progetti. Lo scopo principale di questa analisi è quello di riuscire ad individuare e quindi eliminare eventuali criticità legate al processo di accounting, potendo così migliorare l’affidabilità complessiva dei dati raccolti. A questo proposito si è deciso di realizzare un benchmarking interno delle principali prestazioni ambientali (consumi energetici, idrici e produzione di rifiuti) dei diversi siti/progetti. L’analisi, realizzata a livello di Corporate e successivamente diffusa a tutte le parti coinvolte nel processo di raccolta dei dati, ha l’obiettivo di favorire una comparazione semplice e diretta delle performance ambientali ottenute da ciascun sito/progetto, favorendo in questo modo l’individuazione di eventuali valori anomali non in linea con quelli ottenuti dal resto del Gruppo. In aggiunta a ciò sono stati programmati una serie di visite “on site” a campione sui principali mezzi della flotta Saipem per migliorare il processo di raccolta dei dati e delle informazioni ambientali. In base alle evidenze ottenute da queste visite, sarà possibile rivalutare ed eventualmente ritarare in modo ottimale la tipologia di dati richiesti ai vari mezzi, cercando così di migliorare la solidità dell’intero sistema di reporting. Oltre alle iniziative sopra menzionate, è stata anche emessa una politica ambientale, nella quale si dichiarano le linee guida che ispirano l’atteggiamento di Saipem nel riguardo delle tematiche ambientali. Per quanto riguarda i sistemi di gestione ambientale, è da segnalare il lavoro svolto per il l’aggiornamento delle certificazioni alla nuova norma ISO14000:2004 da parte di PT Saipem Indonesia, Energy Maintenance Services e Saipem UK. Tale processo di rinnovo delle Certificazioni secondo la nuova versione delle Norma è stato ottenuto a seguito di verifiche ispettive effettuate dagli Enti Certificatori. Continua il monitoraggio della flotta in termini di aderenza ai requisiti imposti dall’entrata in vigore dell’Annesso VI della Marpol relativo alle emissioni atmosferiche, e la relativa pianificazione degli interventi necessari all’ottenimento delle Certificazioni richieste. Infine in alcuni progetti con particolari sensitività ambientali come per esempio il progetto Dolphin, sono state attuate attività specifiche volte alla protezione ambientale e sensibilizzazione del personale, quali monitoraggi ambientali di rumore, torbidità e qualità dell’acqua, studi di dispersione delle acque di pre-commissioning e sessioni di training su temi di gestione dei rifiuti e delle sostanze chimiche, risposta alle emergenze di versamenti di olio, protezione e monitoraggio di specie protette.

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Sostenibilità Nel primo semestre del 2006, Saipem ha finalizzato l’attività di contabilizzazione e valorizzazione dell’approccio alla sostenibilità attraverso la pubblicazione di tre nuovi casi studio relativi alle operazioni in Angola, Asia Pacific e Oman. Le attività di Saipem in Angola sono caratterizzate da una forte integrazione con il paese grazie ad una presenza storica e al continuo sforzo di incentivare il contenuto locale sia in termini di personale coinvolto sia di acquisti locali. L’Asia Pacific rappresenta per Saipem un’area di intensa attività soprattutto offshore e l’analisi presentata nel documento pubblicato evidenzia il crescente impegno della società verso la massimizzazione dei valori che identificano un approccio sostenibile del business. Il progetto di costruzione terra realizzato da Saipem in Oman è un ulteriore esempio delle potenzialità di Saipem di integrarsi nel contesto locale e ottimizzare la gestione ambientale nel rispetto del territorio ospitante. Nei primi mesi del 2006 è stato attivato un progetto di identificazione e reperimento degli indicatori che caratterizzano la sostenibilità dell’intero Gruppo Saipem. L’iniziativa che si caratterizza per la multidisciplinarietà delle funzioni corporate coinvolte consentirà di costituire il plateau di base per una analisi di sostenibilità strutturata. E’ proseguita inoltre l’attività di formazione/informazione interna sulla sostenibilità, grazie a specifiche sessioni inserite nei programmi di training HSE e alla Newsletter mensile che è stata inserita anche nella bacheca della società.

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Risorse umane

Nel corso della prima parte dell’anno la politica di gestione e sviluppo delle Risorse Umane ha supportato il business nella individuazione di risposte efficaci ed efficienti alle crescenti tensioni e pressioni che caratterizzano in questa fase il mercato dell’oil & gas ed in particolare il settore dell’engineering & construction e del drilling. Queste tensioni si traducono in una forte competizione fra tutte le società del settore nell’acquisizione del maggior numero possibile di risorse qualificate per il soddisfacimento dei fabbisogni dei progetti e nella conseguente pianificazione e realizzazione da parte di Saipem, nel primo semestre, di azioni ed investimenti che si sono concentrati da un lato sulla retention e lo sviluppo delle risorse e dall’altro sulla selezione. L’acquisizione di Snamprogetti, ha inoltre dato l’avvio alla definizione di programmi di integrazione dei processi e sistemi di sviluppo e compensation che saranno implementati nella seconda parte dell’anno e nel 2007. Particolarmente intensa è risultata l’attività di reperimento e selezione di personale esperto con particolare riferimento alle aree dell’ingegneria e della costruzione, nel rispetto delle ristrette tempistiche espresse dal business, e fortemente condizionate dalla continua crescita del mercato. E’ proseguita con successo la collaborazione con Eni Corporate University, soprattutto nell’ambito delle iniziative di comunicazione, contraddistinte da più frequenti e mirate iniziative di employer branding verso primarie Università italiane, tra queste si evidenzia il progetto “Workshop” realizzato con il Politecnico di Milano con la finalità di diffondere la conoscenza del business e dell’azienda nonché di fidelizzare anticipatamente giovani ingegneri laureandi e laureati di secondo livello. La collaborazione con Eni Corporate University è proseguita anche con la partecipazione al Master Medea e il sostegno ai Master Eni, in particolare “Internal Audit” e “Ingegneria di Processo”. Inoltre, in coerenza con gli obiettivi delineati nel Piano

Strategico, le strategie di selezione sono state coordinate con quelle di formazione ed hanno portato in particolare a 3 iniziative di rilevante interesse e con respiro internazionale relativamente alle aree della perforazione, del project control e del contract management. Per la business unit Perforazioni, in collaborazione con Eni Corporate University, è stato avviato un piano di formazione tecnico/professionale della durata di 6 mesi presso la sede di Cortemaggiore con l’obiettivo di sviluppare 22 giovani risorse neo assunte per la posizione di “Addetti Capi Sonda”; il piano include periodi di on the job training presso cantieri sia italiani che esteri. Nell’ambito del project control è stato realizzato il progetto di inserimento e formazione, in Nigeria ed in Kazakhstan, di 40 laureati con la finalità di sviluppare internamente Planning Engineer e Cost Control Engineer, professionalità risultate di difficile reperimento anche sul mercato internazionale. Infine, è stato pianificato l’inserimento e formazione di 10 giovani laureati per il contract administration, da realizzarsi nella seconda parte dell’anno. Nell’ambito del programma formativo 2006 sono state pianificate, ed in parte già realizzate, iniziative volte a supportare l’inserimento delle giovani risorse laureate neoassunte e la crescita di alcune competenze critiche per il business, a beneficio sia del personale italiano che internazionale, come i corsi di Project Management e di Risk Management e l’iniziativa di Offshore Pipeline Construction. Viene mantenuta quantitativamente costante la formazione di tipo manageriale pur con una accresciuta attenzione ed enfasi al tema della multiculturalità, nonché alla gestione e allo sviluppo dei talenti con l’avvio di iniziative formative individuali, coerenti con i percorsi di sviluppo definiti. Di rilievo dal punto di vista della comunicazione aziendale e per la diffusione di una maggiore conoscenza del nostro business è stata la realizzazione di seminari tematici finalizzati all’approfondimento delle attività tecniche, delle Business Units, dei Progetti di Saipem, ma

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anche dei meccanismi di funzionamento dell’azienda. Sono proseguite le iniziative di Local Content finalizzate allo sviluppo del personale locale verso posizioni manageriali e ad alto contenuto professionale, con particolare riferimento a Kazakhstan, Nigeria ed Angola. Le attività di compensation nel primo semestre sono state concentrate su puntuali, focalizzati e rilevanti investimenti in progetti di retention che hanno riguardato aree geografiche o aree di business particolarmente colpite dall’attuale fase congiunturale del mercato e maggiormente esposte all’aggressione dei competitors; gli interventi sono stati mirati alla protezione dei ruoli più critici, delle professionalità più elevate e degli altri potenziali e si sono tradotti sia in interventi di riallineamento retributivo con il mercato in seguito ad analisi di mercato settoriali e benchmark realizzati con i concorrenti, sia in interventi sulla retribuzione variabile con forme di pagamento differito o legati alla durata della permanenza in azienda (deferred bonus, retention bonus). Parallelamente, per migliorare la focalizzazione sul business ed incentivare e supportare le performance operative, in alcuni casi di eccellenza e su progetti particolarmente critici è stato intensificato rispetto agli anni passati l’utilizzo degli schemi di incentivazione variabile. E’ stato oggetto di revisione, infine, il sistema di incentivazione manageriale che tuttavia conferma l’architettura di base della retribuzione dei managers basata su tre componenti: retribuzione fissa, connessa al ruolo manageriale; incentivazione annuale, connessa agli obiettivi aziendali e individuali; incentivazione di lungo termine, connessa alla creazione di valore nel tempo ed erogata in modo differito. Prosegue la diffusione dell’applicazione di metodologie e strumenti finalizzati alla rilevazione e valorizzazione delle competenze distintive per l’organizzazione e all’individuazione delle risorse critiche, tra cui i giovani talenti. E’ stata completata la mappatura delle risorse chiave italiane ed internazionali a livello di Gruppo con la finalità principale di individuare le risorse critiche presenti in azienda, nonché definire ed implementare opportuni progetti di sviluppo tra i quali, in particolare, la diffusione continua e sistematica degli strumenti mirati alla rilevazione e verifica del potenziale manageriale. Per quanto concerne la gestione del ricambio manageriale, è proseguito il programma di raccolta e formalizzazione delle informazioni relative ai managers del Gruppo, in Italia e in Francia, ed è stato definito un piano di attuazione per la seconda parte dell’anno; il programma continuerà negli anni a venire fino al totale coinvolgimento di tutta la classe manageriale. L’acquisizione di Snamprogetti da parte di Saipem all’i-

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nizio dell’esercizio 2006 ha comportato una significativa revisione delle attività della funzione Organizzazione, Servizi Generali e Continuous Improvement, determinando la necessità di avviare un Programma di Integrazione volto a definire ed implementare i modelli di business ed organizzativi idonei a garantire la più efficace integrazione di Snamprogetti ed il conseguimento delle sinergie obiettivo dell’acquisizione. Pertanto nell’arco del primo semestre, la funzione Organizzazione, Servizi Generali e Continuous Improvement ha assicurato un costante supporto al Management e alla Task Force dedicata al Programma di Integrazione al fine di analizzare le due organizzazioni e fornire uno strumento decisionale per le scelte da intraprendere. L’attività è proseguita con la definizione e lo sviluppo delle soluzioni organizzative relative ai processi di business (Commerciali, Operativi e di Ingegneria) e di supporto, determinando una importante revisione degli assetti organizzativi e dei meccanismi e la conseguente definizione delle nuove macro strutture. Parallelamente, la funzione ha mantenuto il proprio impegno nelle attività di consulenza e supporto alle unità aziendali negli interventi di miglioramento dei processi e dei modelli organizzativi sia in fase di definizione e revisione sia in fase di implementazione dei cambiamenti. In questo ambito è stata realizzata la riorganizzazione dell’area Asset, in ottica di separazione delle attività di indirizzo, assistenza e controllo rispetto alle attività di coordinamento operativo, attraverso la ridefinizione delle responsabilità della funzione Corporate ed il rafforzamento del ruolo della gestione asset nelle aree operative. Inoltre la funzione Organizzazione, Servizi Generali e Continuous Improvement ha proseguito l’attività di analisi e razionalizzazione delle strutture organizzative delle società controllate, al fine di consolidare il modello Saipem di organizzazione a rete basato sulla logica di decentramento decisionale. In ambito di IBIS Continuous Improvement, durante il periodo di riferimento gli sforzi della funzione si sono concentrati principalmente sulle iniziative a supporto del Programma di Integrazione, conducendo un’attività di assessment delle principali differenze e best practices in materia di sistemi informativi delle due organizzazioni al fine di comprendere le esigenze e le possibilità di utilizzare i medesimi modelli e sistemi. Con riferimento alle attività di Servizi Generali, il primo semestre è stato caratterizzato dall’implementazione del nuovo sistema di controllo degli accessi nei palazzi di competenza a San Donato e San Giuliano Milanese al fine di adeguarsi alla direttiva Eni in materia di security delle sedi direzionali.

2005 3.303

Saipem SpA (*)

8.145

Saipem sa (*)

11.907 23.355 -

Primo semestre

Forza Media

Esercizio

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

2005

2006

3.036

3.500

8.149

8.226

Altre imprese del Gruppo (**)

11.225

15.746

Totale

22.410

27.472

-

2.280

di cui Snamprogetti

8.249

Offshore

7.783

9.359

9.749

Onshore

9.320

12.504

1.055

Perforazioni Mare

1.040

1.138

2.313

Perforazioni Terra

2.273

2.516

1.989

Funzioni di staff

1.994

1.955

23.355

Totale

22.410

27.472

2.536

Italiani

2.504

4.449

3.730

Francesi

3.826

3.693

17.089

Altre nazionalità

16.080

19.330

23.355

Totale

22.410

27.472

2.269

3.726

2.280 256 2.536

Italiani a tempo indeterminato Italiani a tempo determinato Totale

31.12.2005 3.684

numero di ingegneri

235

723

2.504

4.449

30.06.2005

30.06.2006

3.598

6.558

(*) organico comprensivo del personale in forza alle joint-venture nella misura proporzionale alle quote di partecipazione. (**) organico complessivo delle società comprese nel campo di consolidamento: per le imprese consolidate con il metodo proporzionale è stata considerata una quota di organico pari alla quota di consolidamento.

L’organico del Gruppo Saipem “stand alone” ha registrato un aumento complessivo di 2.782 risorse rispetto al primo semestre 2005, dovuto soprattutto all’avvio della fase operativa di Kashagan in Kazakhstan e al potenziamento del progetto Sakhalin in Russia. Proseguendo nell’ottica di revisione del mix qualitativo delle risorse italiane, sono stati inseriti in organico 53 laureati (di cui 13 in contratto di inserimento) e 65 diplomati.

mente all’acquisizione di Snamprogetti realizzando incontri a diversi livelli (dall’incontro di Presidenza con le Segreterie Generali all’incontro di Comitato con le Segreterie nazionali assistite dalle articolazioni territoriali e locali) durante i quali sono state illustrate le ragioni industriali dell’acquisizione e il processo di integrazione e di riorganizzazione delle due Società avviato nel primo semestre ed i benefici che da tale processo ci si attende.

L’obiettivo di apportare valore aggiunto all’attività di supporto alle decisioni sia a livello centrale sia a livello di realtà periferiche ha spinto la Direzione del Personale a sviluppare e potenziare gli strumenti per l’analisi del Costo del Lavoro.

Per la business unit Perforazioni si è portato a compimento la gestione di CIGS in concomitanza alle azioni intraprese al fine di dimensionare gli organici nel settore in rapporto alla diminuita attività degli impianti in Italia.

L’attenzione posta dalla Società alle Relazioni Industriali con le parti sociali si è particolarmente focalizzata nel primo semestre su tematiche di notevole rilevanza e spessore. Si è dispiegato il massimo impegno informativo relativa-

Nel settore marittimo si è sottoscritto l’accordo con le organizzazioni sindacali per il rinnovo dell’integrativo aziendale sia in termini normativi che salariali con particolare riguardo al settore Offshore. E’ stato rinnovato il contratto ENERGIA e PETROLIO con importanti novità relativamente all’utilizzo dei contratti 45

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di apprendistato e alla definizione dei profili formativi, rendendo agibile questa tipologia di rapporto di lavoro. Saipem persegue il mantenimento di Relazioni industriali ad un elevato livello qualitativo, consapevole del significativo ruolo assunto dalle Organizzazioni sindacali nei grandi processi di cambiamento. Nel corso del semestre la Comunicazione Interna si è posta l’obiettivo di elaborare strumenti atti a supportare il programma di integrazione con Snamprogetti. La rivista interna Orizzonti ha raddoppiato la tiratura in modo da poter estendere la sua distribuzione alle nuove risorse, in Italia e all’estero; il numero di copie stampate

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ha raggiunto le 8.000 unità per l’edizione italo inglese, alle quali vanno sommate le 5.000 copie dell’edizione franco-inglese. La rivista è stata anche utilizzata come veicolo per la distribuzione di pubblicazioni realizzate dalla Comunicazione Interna su richiesta specifica di altri dipartimenti; il materiale è stato allegato ad Orizzonti per consentirne una diffusione ampia e uniforme. E’ proseguito lo studio per il rinnovamento del sito Intranet, che per la composizione multilocale dell’utenza dovrà essere sviluppato su più lingue, ed è stata avviata la produzione del video che a fine anno illustrerà le realizzazioni più significative effettuate nei diversi ambiti operativi.

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Sistema informativo

Nei primi sei mesi del 2006 le attività ICT si sono concentrate essenzialmente nel consolidamento ed ulteriore diffusione del sistema applicativo IBIS e nel completamento del rinnovo dell’infrastruttura informatica e di telecomunicazione che ha consentito il rilascio di nuovi servizi per meglio supportare lo sviluppo del business. Nel corso di questo periodo sono proseguiti i roll out delle principali applicazioni Corporate nelle società del Gruppo e nelle nuove realtà operative. In particolare il sistema ERP SAP R/3 è stato implementato in Saipem Engineering Nigeria Ltd, nella ERSAI e nella Filiale Saipem SpA del Kazakhstan, l’applicazione per la Gestione del Personale GHRS è stata introdotta in Saipem Engineering Nigeria Ltd. Sono in fase di completamento le attività di adeguamento ai nuovi Principi Contabili Internazionali (IFRS) del modulo SAP CFM con l’implementazione delle funzionalità di gestione delle coperture del rischio cambio secondo le regole dell’hedge management & accounting per le società del Gruppo Saipem.

Da febbraio sono partite le attività relative al progetto “Verifica e adeguamento del Sistema di Controllo Interno al Sarbanes Oxley Act (SOA)” al fine di rendere compatibili le applicazioni, la gestione degli applicativi stessi e l’organizzazione in generale dell’unità ICT alle norme dettate dalla SOA. Significativa è stata l’attività svolta nell’ambito infrastrutturale a seguito dell’ acquisizione di Snamprogetti. Il rapido confronto delle situazioni in essere ha infatti evidenziato possibili sinergie immediatamente sfruttabili che hanno consentito l’ottenimento di sostanziali risparmi in particolare negli ambiti del disaster recovery, della posta elettronica e dello storage area network. Altre potenziali sinergie e aree di ottimizzazione sono state individuate nell’infrastruttura applicativa e si concretizzeranno in coerenza con l’evolversi dei progetti di integrazione in corso.

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Altre informazioni

Costo medio (€)

Costo complessivo (migliaia di €)

Capitale sociale (%)

Periodo

L’Assemblea degli Azionisti tenutasi il 28 aprile 2006 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione ad acquistare sul mercato, fino ad un massimo di 2.400.000 azioni ordinarie, per un ammontare complessivo non superiore a 48.000.000 di euro al fine di dare attuazione al Piano di

stock option 2006. Nel periodo 1° gennaio – 30 giugno 2006 sono state acquistate sul mercato n. 1.919.355 azioni ordinarie. Alla data del 20 settembre 2006 le azioni proprie in portafoglio ammontano a n. 6.973.168 e sono analizzate nella tabella seguente:

n° azioni

Acquisto di azioni proprie

6,058

12.873

0,748

7,044

9.826

0,32

10,700

35.146

0,74

Acquisti Anno 2003 (dal 2 maggio)

2.125.000

Anno 2004

1.395.000

Anno 2005

3.284.589

Anno 2006

1.919.355

18,950

36.371

0,43

Azioni proprie acquistate al 20 settembre 2006

8.723.944

10,800

94.216

1,97

11,204

79.815

1,58

A dedurre azioni proprie: - assegnate a titolo gratuito in applicazione ai piani di stock grant

592.500

- assegnate per sottoscrizione in applicazione ai piani di stock option

1.158.276

Azioni proprie in portafoglio al 20 settembre 2006

6.973.168

Il capitale sociale al 20 settembre 2006 ammonta a 441.410.900 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 434.437.732.

Stock option Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA nella seduta del 26 luglio 2006 ha deliberato di assegnare, al fine di dare attuazione al Piano di stock option 2006, 1.965.000 diritti di opzione per l’acquisto di altrettante azioni ordinarie Saipem, al prezzo di 17,519 euro per azione (corrispondente al maggiore tra la media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario gestito da Borsa Italiana nel mese precedente la data di assegnazione del diritto di acquisto e il costo

48

medio delle azioni proprie in portafoglio rilevati il giorno precedente la data di assegnazione), ai dirigenti del Gruppo Saipem che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati del Gruppo o che sono di interesse strategico. Le opzioni sono esercitabili decorsi tre anni dall’assegnazione e fino al 27 luglio 2014, per gli assegnatari residenti in Italia, mentre, per gli assegnatari residenti in Francia, in applicazione di specifiche normative vigenti nel Paese, sono esercitabili decorsi quattro anni dall’assegnazione e fino al 27 luglio 2013. Il soddisfacimento del Piano di stock option avverrà mediante l’attribuzione di azioni ordinarie acquistate sul mercato, in attuazione della delibera assembleare del 26 aprile 2006.

n° opzioni

Prezzo di esercizio (*)

n° dirigenti

Anno

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

2002

213

6,187

2.105.544

2003

58

6,821

1.283.500

2004

58

7,594

1.166.000

2005

56

11,881

980.500

2006

91

17,519

1.965.000 7.500.544

Al 20 settembre 2006 Opzioni esercitate 2002

(724.776)

2003

(313.000)

2004

(102.500)

2005

(18.000)

2006

– (1.158.276)

Opzioni decadute 2002

(51.500)

2003

(78.000)

2004

(34.000)

2005

(9.500)

2006

– (173.000)

Impegni in essere 2002

1.329.268

2003

892.500

2004

1.029.500

2005

953.000

2006

1.965.000 6.169.268

(*) Media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente la data di assegnazione del diritto di acquisto.

Attività dell’Audit Committee Il Comitato per il Controllo Interno svolge nei confronti del Consiglio di Amministrazione funzioni consultive e propositive in materia di vigilanza sul generale andamento della gestione. Nel periodo che va dal 1° gennaio 2006 al 20 settembre 2006 il Comitato per il Controllo Interno si è riunito 5 volte. Alle riunioni hanno partecipato, oltre ai componenti del Comitato per il Controllo Interno, il Presidente del Collegio Sindacale o un sindaco incaricato, il responsabile dell’Internal Audit ed il Chief Financial Officer di Saipem. Il Comitato per il Controllo Interno in particolare ha: - esaminato le relazioni di sintesi dei rapporti emessi dall’unità Internal Audit analizzando i rilievi emersi e raccomandato che la funzione continui a lavorare in stretto contatto con i revisori, i Sindaci e il Comitato per il Controllo Interno stesso. Tali relazioni non con-

tenevano carenze degne di menzione del sistema di controllo interno costituito e mantenuto nell’ambito del Gruppo Saipem nel periodo oggetto della presente relazione; - esaminato il Piano annuale di Audit per il 2006 e preso atto del processo di elaborazione del documento basato sulle risultanze del processo di Risk Assessment; - incontrato il Chief Financial Officer di Saipem, il Presidente del Collegio Sindacale e il partner responsabile della società di revisione al fine di valutare l’adeguatezza dei principi contabili utilizzati e la loro omogeneità in vista della redazione del bilancio 2005 e della relazione semestrale 2006, ricevendo adeguata informativa sulle attività di verifica svolte dalla società di revisione PricewaterhouseCoopers con particolare riguardo alle principali poste del bilancio 2005 e agli effetti derivanti dall’applicazione dei principi contabili IFRS.

49

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Attività del Compensation Committee Nel corso del primo semestre del 2006 il Compensation Committee si è riunito quattro volte e ha: - rivisto il sistema di incentivazione manageriale, sostituendo all’assegnazione di azioni gratuite (Stock Grant) un bonus monetario differito, da erogarsi dopo 3 anni in base all’andamento dell’EBITDA e confermando l’attribuzione di Stock Option per il 2006; - esaminato gli obiettivi del Piano di performance e

50

incentivazione di Gruppo dell’anno 2006 e i risultati dell’anno 2005 ai fini dell’applicazione dei Piani di Incentivazione ai dirigenti del Gruppo; - formulato le proposte relative alla remunerazione del Presidente e dell’Amministratore Delegato; - formulato le proposte relative ai Piani di Incentivazione per il 2006 riservati ai dirigenti che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati o che sono di interesse strategico per il Gruppo (Stock Option) o che abbiano conseguito gli obiettivi prefissati dal Gruppo (bonus differito).

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre

Acquisizioni di ordini Nei mesi di luglio e agosto del 2006 sono stati acquisiti ulteriori ordini per circa 900 milioni di euro. Fra le acquisizioni più significative si segnalano i seguenti contratti: Offshore - per conto Burullus Gas Company, il progetto, di tipo EPIC, West Delta Deep Concession Phase IV, in Egitto, che prevede design, ingegneria, approvvigionamento, costruzione, installazione e messa in opera dei sistemi sottomarini per lo sfruttamento di otto nuovi pozzi per l’espansione del sistema di produzione dei giacimenti Scarab/Saffron e Simiam; - per conto Companhia Mexilhao do Brasil, il contratto Mexilhao, in Brasile, che prevede trasporto e installazione di un jacket, dei pali di ancoraggio e delle topside della piattaforma PMXL-1, nell’ambito dello sviluppo del campo Mexilhao, nel bacino di Santos, circa 140 chilometri a largo delle coste dello Stato di San Paolo.

Onshore - per conto Perù Lng, il progetto, di tipo EPC, Melchiorita Lng, in Perù, che prevede la costruzione e l’installazione di marine facilities del terminale di rigassificazione di Pampa Melchiorita, situato a 200 chilometri a sud di Lima; il contratto è stato acquisito in joint venture con Constructora Norberto Odebrecht ed in consorzio con Jan de Nul NV. Perforazioni Mare - per conto Eni Exploration & Production, il noleggio, per tre anni, della nave di perforazione Saipem 10000 in diverse parti del mondo a partire dal terzo trimestre del 2009; - per conto Exxon Mobil, il noleggio della piattaforma semisommergibile Scarabeo 7, in Nigeria, per lo svolgimento delle attività di perforazione della durata stimata di circa 16 mesi. Perforazioni Terra - per conto PDVSA, il noleggio di un impianto in Venezuela, per la durata di circa cinque anni; - per conto Groupement Sonatrach-Agip, il noleggio di un impianto, in Algeria, per la durata di circa due anni.

51

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Evoluzione prevedibile della gestione

Le elevate quotazioni del greggio e del gas e la necessità di rimpiazzare le riserve portate in produzione hanno determinato negli ultimi anni un aumento dello spending della Oil Industry. Questo trend positivo è previsto continuare anche nel 2006. La buona intonazione complessiva del mercato di riferimento e la competitività e credibilità raggiunte da Saipem, particolarmente per progetti complessi in aree di frontiera, consentono di prevedere per il 2006 un’ulteriore crescita dei volumi record del 2005 e un livello di acquisizione di nuove commesse che mantenga l’elevato livello del portafoglio ordini. L’acquisizione di Snamprogetti consente a Saipem di assumere un ruolo di leader nel settore, in forte crescita, dei grandi progetti chiavi in mano Onshore. Snamprogetti è prevista esprimere nel 2006 ricavi nell’ordine di 2,8 miliardi di euro e le acquisizioni di nuovi contratti sono attese consentire il mantenimento del livello particolarmente alto del portafoglio ordini di fine 2005 (4,4 miliardi di euro). I risultati Saipem, pre-acquisizione Snamprogetti, sono previsti beneficiare oltre che della favorevole congiuntura di mercato, della stabilizzazione del rapporto di cambio euro/dollaro Usa. Allo stato, si ritiene che i risultati 2006 possano essere migliori, nella misura del 15% circa, di quelli, record, del 2005. La Snamprogetti è prevista esprimere un risultato operativo prima delle spese generali di circa 90 milioni di euro e un risultato netto di circa 30 milioni di euro. Gli oneri finanziari (9 mesi) associati all’acquisizione sono previsti ammontare a 20 milioni di euro e le sinergie di costo realizzabili nel periodo a 5 milioni di euro. L’acquisizione di Snamprogetti è prevista determinare un effetto positivo sull’utile netto Saipem 2006 di circa 18 milioni di euro. Gli investimenti tecnici previsti per il 2006 ammontano a 580 milioni di euro e riguardano: la continuazione dei lavori di conversione di una nave cisterna in una unità

52

FPSO che opererà nel campo di Petrobras, Golfinho 2, in Brasile (191 milioni di euro), il mantenimento e l’upgrading del parco mezzi (134 milioni di euro), l’ulteriore potenziamento delle strutture in Kazakhstan e West Africa (58 milioni di euro) e la costruzione di nuovi mezzi navali ed altri equipment a fronte di contratti specifici (197 milioni di euro). Gli ammortamenti del 2006 sono previsti in complessivi 240 milioni di euro circa. La Snamprogetti è prevista realizzare investimenti per complessivi 20 milioni di euro circa, principalmente dalla partecipata Haldor Topsøe, con ammortamenti della stessa dimensione.

I dati e le informazioni previsionali si basano su presupposti e assunzioni che possono rivelarsi inesatti perché soggetti a rischi e variabili al di fuori del controllo della Società, quali: le variazioni dei tassi di cambio, le variazioni dei tassi di interesse, gli investimenti dell’industria petrolifera e di altri settori industriali, l’instabilità politica nel Golfo Persico e/o in altre zone, le azioni della concorrenza. Inoltre anche l’esecuzione dei progetti è soggetta a variabili, quali le condizioni climatiche, al di fuori del controllo della Società. I dati consuntivi possono pertanto variare in misura sostanziale rispetto alle previsioni.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori Stato patrimoniale riclassificato Voci dello Stato patrimoniale riclassificato

a) Attività materiali nette Nota 7 - Immobili, impianti e macchinari b) Attività immateriali Nota 8 - Attività immateriali

Nota 10 - Altre partecipazioni Ricl.da e) – fondo copertura perdite di imprese partecipate

837

842 842

40 38

147 140

4

9

(2)

(2)

d) Capitale circolante Nota 3 - Crediti commerciali e altri crediti

2.117 2.117

837

c) Partecipazioni Nota 9 - Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

30.06.2006

1.903 1.903

60 1.523

(2) 2.868

Ricl.a i) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa

(17)

(12)

Nota 4 - Rimanenze

490

978

Nota 5 - Attività per imposte correnti

122

149

Nota 6 - Altre attività

89

248

Nota 11 - Attività per imposte anticipate

68

33

Nota 12 - Altre attività

17

19

Nota 14 - Debiti commerciali e altri debiti Nota 15 - Passività per imposte correnti

(2.005)

(3.811)

(140)

(127)

Nota 16 - Altre passività

(66)

(274)

Nota 20 - Passività per imposte differite

(20)

(69)

Nota 21 - Altre passività

(1)

e) Fondi per rischi e oneri Nota 18 - Fondi per rischi e oneri Ricl.a c) – fondo copertura perdite di imprese partecipate Nota 19 - Fondi per benefici ai dipendenti

(4) (97)

(99)

(101) (103)

2

f) Fondo per benefici ai dipendenti

Valori da schema riclassificato

Valori da schema riclassificato

Valori parziali da schema obbligatorio

31.12.2005

Valori parziali da schema obbligatorio

(milioni di €)

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta dallo schema legale)

2 (88)

(88)

(159) (159)

CAPITALE INVESTITO NETTO

2.655

2.844

g) Patrimonio netto

1.630

1.309

Nota 23 - Patrimonio netto Saipem

1.630

h) Capitale e riserve di terzi Nota 22 - Capitale e riserve di terzi azionisti

13

i) Indebitamento finanziario netto Nota 1 - Disponibilità liquide ed equivalenti Nota 2 - Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

1.309 13

3 3

1.012 (877)

1.532 (1.361)

–

(4)

Nota 13 - Passività finanziarie a breve termine

1.192

2.089

Nota 17 - Passività finanziarie a lungo termine

484

617

Nota 17 - Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

230

203

Ricl. da d) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa

(17)

COPERTURE

(12) 2.655

2.844

53

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E

Conto economico riclassificato

Rendiconto finanziario riclassificato

Il conto economico riclassificato differisce dallo schema legale esclusivamente per le seguenti riclassifiche: - le voci “proventi finanziari” e “oneri finanziari” indicate separatamente nello schema legale, sono esposte nette nella voce “oneri finanziari netti” del conto economico riclassificato; - le voci “effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto” e “altri proventi / (oneri) su partecipazioni” indicate separatamente nello schema legale, sono esposte nette nella voce “proventi netti da partecipazioni” del conto economico riclassificato. Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema legale.

Il rendiconto finanziario riclassificato differisce dallo schema legale esclusivamente per la seguente riclassifica: - le voci ”concessione di crediti finanziari a breve termine” e “riscossioni e cessioni di crediti finanziari a breve termine” indicate separatamente e incluse nel “flusso di cassa netto da attività di investimento” nello schema legale, sono esposte nette nella voce “investimenti netti relativi all’attività di finanziamento” inclusa nel flusso di cassa netto del periodo dello schema riclassificato. Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema legale.

54

Situazione contabile consolidata del Gruppo Saipem al 30 giugno 2006

55

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006

56

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006

Schemi di bilancio

57

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / SCHEMI DI BILANCIO

Stato patrimoniale (milioni di €)

30.06.2005

31.12.2005

30.06.2006

ATTIVITA’ ATTIVITA’ CORRENTI Disponibilità liquide ed equivalenti

Nota 1

877

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

Nota 2

–

4

Crediti commerciali e altri crediti

Nota 3

1.523

2.868

514

Rimanenze

Nota 4

490

978

120

Attività per imposte correnti

Nota 5

122

149

133

Altre attività

Nota 6

89

248

3.101

5.608 2.117

802 – 1.388

2.957

Totale attività correnti

1.361

ATTIVITA’ NON CORRENTI Immobili, impianti e macchinari

Nota 7

1.903

Attività immateriali

Nota 8

837

842

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Nota 9

38

140

Altre partecipazioni

Nota 10

4

9

16

Attività per imposte anticipate

Nota 11

68

33

10

Altre attività

Nota 12

17

19

1.788 835 33 –

2.682

Totale attività non correnti

2.867

3.160

5.639

TOTALE ATTIVITA’

5.968

8.768

(milioni di €)

30.06.2005

31.12.2005

30.06.2006

PASSIVITA’ e PATRIMONIO NETTO PASSIVITA’ CORRENTI 1.219 52 1.958 99 164 3.492

Passività finanziarie a breve termine

Nota 13

Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

Nota 17

230

203

Debiti commerciali e altri debiti

Nota 14

2.005

3.811

Passività per imposte correnti

Nota 15

140

127

Altre passività

Nota 16

66

274

3.633

6.504

Totale passività correnti

1.192

2.089

PASSIVITA’ NON CORRENTI Passività finanziarie a lungo termine

Nota 17

484

617

81

Fondi per rischi e oneri

Nota 18

99

103

86

483

Fondi per benefici ai dipendenti

Nota 19

88

159

6

Passività per imposte differite

Nota 20

20

69

1

Altre passività

Nota 21

1

4

692

952

4.325

7.456

657 4.149

Totale passività non correnti TOTALE PASSIVITA’ PATRIMONIO NETTO

11 1.479

Nota 22

13

3

Nota 23

1.630

1.309

- capitale sociale

Nota 24

441

441

49

- riserva sopraprezzo azioni

Nota 25

49

55

44

- altre riserve

Nota 26

37

93

899

644

255

162

441

877

58

Capitale e riserve di terzi Patrimonio netto di Saipem:

- utili relativi a esercizi precedenti

108

- utili del periodo

(40)

Azioni proprie

Nota 27

(51)

(86)

1.490

Totale patrimonio netto di Gruppo

1.643

1.312

5.639

TOTALE PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO

5.968

8.768

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / SCHEMI DI BILANCIO

Conto economico

2005

Primo semestre

Esercizio

Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

RICAVI 4.528 11 4.539

Ricavi della gestione caratteristica

Nota 28

Altri ricavi e proventi

Nota 29

Totale ricavi

2.119

3.095

3

4

2.122

3.099

COSTI OPERATIVI Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

Nota 30

(1.493)

(2.229)

(819)

Costo del lavoro

Nota 31

(381)

(523)

(199)

Ammortamenti e svalutazioni

Nota 32

(94)

(103)

(1.968)

(2.855)

(3.156)

(4.174)

Totale costi operativi

365

UTILE OPERATIVO

196

Proventi finanziari

154

244

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (250) (54)

Oneri finanziari Totale proventi (oneri) finanziari

Nota 33

35

37

(61)

(77)

(26)

(40)

12

21

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI 24

- Effetto della valutazione con il metodo del PN

–

- Altri proventi su partecipazioni

24

Totale proventi su partecipazioni

335

UTILE ANTE IMPOSTE

(76)

Imposte sul reddito

259

UTILE NETTO

Nota 34 Nota 35

–

3

12

24

140

228

(30)

(64)

110

164

di competenza : 255 4

- Saipem - Terzi azionisti

108

162

Nota 36

2

2

Utile per azione sull’utile netto di competenza Saipem (ammontare in euro per azione) 0,59

Utile per azione semplice

Nota 37

0,25

0,37

0,59

Utile per azione diluito

Nota 37

0,25

0,37

59

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / SCHEMI DI BILANCIO

Variazione del patrimonio netto

–

698

235

–

5

58

–

–

–

2

55

22

21

–

Effetto prima applicazione IAS

–

–

–

–

–

–

–

Annullamento differenze di cambio

–

–

–

–

–

–

–

441

62

2

55

22

21

–

–

–

–

–

(22)

–

58

441

62

2

55

–

21

–

–

–

–

–

–

Saldi al 31.12.2004 rettificati Effetto prima applicaz. IAS 32 e 39 Saldi al 1.1.2005 rettificati Utile 1° semestre 2005

Totale Patrimonio Netto

Azioni proprie

–

62

Patrimonio Netto di terzi

Utile del periodo

–

–

441

Saldi al 31.12.2004

Totale

Utili relativi ad esercizi precedenti

38

Riserva per cash flow hedge

4 (12)

Riserva per acquisto azioni proprie

– 12

Riserva per azioni proprie in portafoglio

–

Riserva legale

197

Altre riserve

706

Riserva per sopraprezzo delle azioni

(12)

Capitale

Riserva per differenze cambio di conversione

(milioni di €)

1.494

9

1.503

42

–

42

–

–

–

–

1.536

9

1.545

–

(22)

19

–

19

703

235

(22)

1.555

9

1.564

–

108

–

108

2

110

Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale

–

–

–

–

–

–

(126)

–

–

–

–

(126)

–

(126)

dei bilanci in moneta estera

–

–

–

–

–

–

–

21

–

–

–

21

–

21

Totale

–

–

–

–

–

–

(126)

21

–

–

–

(105)

–

(105)

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(65)

–

(65)

–

(65)

–

–

–

3

–

–

–

–

167

(170)

–

–

–

–

Autorizzazione acquisto azioni proprie –

(13)

–

–

–

24

–

–

(11)

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(18)

–

–

18

–

(18)

(18)

–

(18)

Diff. cambio da conversione

Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti Riporto a nuovo utile e attribuzione a riserva legale Acquisto azioni proprie

–

Altri movimenti di Patrimonio Netto Diff. cambio da conversione su distribuzione dividendi

–

–

–

–

–

–

–

4

–

–

–

4

–

4

Totale

–

(13)

–

3

–

6

–

4

174

(235)

(18)

(79)

–

(79)

441

49

2

58

–

27

(68)

25

877

108

(40)

1.479

11

1.490

–

–

–

–

–

–

–

–

–

147

–

147

2

149

–

–

–

–

17

–

–

–

–

17

–

17

Saldi al 30.06.2005 Utile 2° semestre 2005

Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale

–

–

Diff. cambio da conversione dei bilanci in moneta estera

–

–

–

–

–

–

–

(7)

–

–

–

(7)

–

(7)

Totale

–

–

–

–

–

–

17

(7)

–

–

–

10

–

10

–

–

–

–

–

(17)

–

–

17

–

(17)

(17)

–

(17)

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6

6

–

6

Operazioni con gli azionisti Acquisto azioni proprie Azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione Altri movimenti di Patrimonio Netto Costo stock option/grant

–

–

–

–

–

–

–

–

5

–

–

5

–

5

Totale

–

–

–

–

–

(17)

–

–

22

–

(11)

(6)

–

(6)

441

49

2

58

–

10

(51)

18

899

255

(51)

1.630

13

1.643

–

–

–

–

–

–

–

–

–

162

–

162

2

164

Saldi al 31.12.2005 Utile semestrale 2006

60

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / SCHEMI DI BILANCIO

Altre Riserve

Riserva legale

Riserva per azioni proprie in portafoglio

Riserve per acquisto azioni proprie

Riserva per cash flow hedge

Riserva per differenze cambio di conversione

Utili relativi ad esercizi precedenti

Utile del periodo

Azioni proprie

Totale

Patrimonio Netto di terzi

Totale Patrimonio Netto

Riserva per sopraprezzo delle azioni

Capitale

(milioni di €)

–

–

–

–

80

–

–

–

–

80

–

80

Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale

–

–

Diff.cambio da conversione dei bilanci in moneta estera

–

–

–

–

–

–

–

(18)

–

–

–

(18)

–

(18)

Totale

–

–

–

–

–

–

80

(18)

–

–

–

62

–

62

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(82)

–

(82)

–

(82)

2005 ed attribuzione a riserva legale

–

–

5

7

–

–

–

–

161

(173)

–

–

–

–

Acquisto azioni proprie

–

6

–

–

–

(6)

–

–

–

–

(35)

(35)

–

(35)

Effetto acquisto Snamprogetti

–

–

–

–

–

–

–

–

(440)

–

–

(440)

–

(440)

Riapertura riserve Snamprogetti

–

–

–

–

–

–

(34)

3

–

–

–

(31)

–

(31)

2° trim.

–

–

–

–

–

–

22

(1)

22

–

–

43

–

43

Acquisto 50% EMS SpA

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(12)

(12)

Costo stock option/grant

–

–

–

–

–

–

–

–

2

–

–

2

–

2

Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti Riporto a nuovo utile dell’esercizio

Altri movimenti di Patrimonio Netto

Variazione riserve Snamprogetti

Diff.cambio da conversione su distribuzione dividendi

–

–

–

–

–

–

–

(2)

–

–

–

(2)

–

(2)

Totale

–

6

5

7

–

(6)

(12)

–

(255)

(255)

(35)

(545)

(12)

(557)

441

55

7

65

–

4

17

–

644

162

(86)

1.309

3

1.312

Saldi al 30.06.2006

61

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / SCHEMI DI BILANCIO

Primo semestre

Rendiconto finanziario

Utile del periodo Risultato di pertinenza di terzi azionisti Ammortamenti Svalutazioni (rivalutazioni) Variazioni fondi per rischi e oneri Variazione fondi per benefici ai dipendenti Minusvalenza da radiazione, da eliminazione e da estinzione (Dividendi) (Interessi attivi) Interessi passivi Differenze cambio (attive) passive non realizzate Imposte sul reddito del periodo correnti, differite e anticipate Risultato operativo prima della variazione del capitale di periodo Variazioni : Rimanenze Crediti commerciali e diversi Altre attività Debiti commerciali e diversi Altre passività Flusso di cassa del risultato operativo Dividendi incassati Interessi incassati Interessi pagati Imposte sul reddito pagate Differenze cambio realizzate su dividendi Flusso di cassa netto da attività di periodo Investimenti: Immobilizzazioni immateriali Immobilizzazioni materiali Acquisto di partecipazioni Concessioni di crediti finanziari a breve termine Flusso di cassa degli investimenti Disinvestimenti: Immobilizzazioni materiali Titoli, partecipazioni e cessioni ramo d’azienda Riscossioni e cessioni di crediti finanziari a breve termine Flusso di cassa dei disinvestimenti Flusso di cassa netto da attività di investimento Assunzione di debiti finanziari a breve termine Assunzione di debiti finanziari a lungo termine Rimborsi di debiti finanziari a breve termine Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine in c/c Apporto di capitale da terzi Acquisto parziale di partecipazioni consolidate Dividendi pagati Flusso di cassa netto da attività di finanziamento Acquisto di azioni proprie Effetto variazione area di consolidamento Effetto altre variazioni Flusso di cassa netto del periodo Disponibilità liquide a inizio del periodo Disponibilità liquide a fine del periodo

62

2005 108 2 94 (12) 12 1 – – (2) 11 14 30

(milioni di €)

2006 162 2 103 (21) (6) 11 1 (2) (10) 10 24 64 258

(123) (21) 3 36 54

338 (96) (555) (96) 358 183

207 – 2 (15) (25) 2

132 32 7 (10) (43) –

171 (6) (135) – (4)

118 (2) (229) – (3)

(145) 1 – –

(234) 1 6 5

1 (144) 370 (1) (102) (13) (1) 7 (11) (65)

12 (222) 841 119 (52) (5) – – – (82)

184 (18) – 14 207 595 802

821 (36) (197) – 484 877 1.361

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / C R I T E R I D I R E DA Z I O N E

Criteri di redazione La relazione semestrale è stata redatta secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB)1 e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 19 luglio 20022. La relazione semestrale consolidata è redatta applicando il metodo del costo storico con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione. La relazione semestrale comprende la Saipem SpA e le imprese italiane e estere sulle quali la Saipem SpA ha il diritto di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo determinandone le scelte finanziarie e gestionali e di ottenerne i benefici relativi. Sono inoltre comprese nell’area di consolidamento, per la quota proporzionale, le imprese controllate congiuntamente con altri soci per effetto di accordi con essi. Sono escluse dall’area di consolidamento le imprese possedute esclusivamente allo scopo della successiva alienazione e altre imprese minori che sono complessivamente di entità non significativa. Si presumono non significative le imprese che non superano due dei seguenti parametri: (i) totale attivo o indebitamento finanziario lordo: 3.125 mila euro; (ii) totale ricavi: 6.250 mila euro; (iii) numero medio dei dipendenti: 50 unità. Le imprese il cui consolidamento non produce effetti significativi sono caratterizzate da una limitata attività operativa. Gli effetti delle esclusioni non assumono rilevanza3. Le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento, le imprese collegate e le altre partecipazioni sono valutate secondo i criteri indicati al punto “Attività finanziarie”. Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le imprese collegate nonché le partecipazioni rilevanti a norma dell’articolo 126 della deliberazione Consob n.11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni sono distintamente indicate nella sezione “Area di consolidamento”. La relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2006 è sottoposta a revisione contabile limitata da parte della PricewaterhouseCoopers SpA. La revisione contabile limitata comporta un’estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile completa svolta secondo gli statuiti principi di revisione. Le informazioni, se non altrimenti indicato, sono espresse in milioni di euro.

1 Gli IFRS comprendono: (i) gli International Financial Reporting Standards (IFRS); (ii) gli International Accounting Standards (IAS); (iii) le interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e dal Standing Interpretations Committee (SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International Financial Reporting Standards (IFRS) è stata adottata dallo IASB per i principi emessi successivamente al maggio 2003. I principi emessi antecedentemente hanno mantenuto la denominazione di IAS. 2 La Relazione semestrale è redatta secondo le disposizioni dello IAS 34 “Bilanci intermedi”; gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio attuale. 3 Secondo le disposizioni del Framework dei principi contabili internazionali “l’informazione è rilevante se la sua omissione o errata presentazione può influenzare le decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio”.

63

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / P R I N C I P I D I C O N S O L I DA M E N TO

Principi di consolidamento Partecipazioni in imprese incluse nell’area di consolidamento Le società partecipate al 100% sono consolidate con il metodo dell’integrazione globale; conseguentemente, le attività e le passività, i costi e i ricavi sono assunti integralmente nel bilancio consolidato; il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto delle imprese partecipate. Le società controllate congiuntamente sono consolidate con il metodo dell’integrazione proporzionale; conseguentemente il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto delle imprese partecipate; con tale metodo le attività, le passività, i costi e i ricavi delle imprese consolidate sono assunti nel bilancio consolidato in misura proporzionale alla percentuale di partecipazione. Il patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi dell’attivo e del passivo patrimoniale il loro valore corrente alla data di acquisizione del controllo. L’eventuale differenza residua, se positiva, è iscritta alla voce dell’attivo “Avviamento” inclusa nelle Immobilizzazioni Immateriali; se negativa, è imputata a conto economico. Gli utili o le perdite derivanti dalla cessione di quote di partecipazioni in imprese consolidate sono imputati a conto economico per l’ammontare corrispondente alla differenza fra il prezzo di vendita e la corrispondente frazione di patrimonio netto ceduta. Le quote del patrimonio netto e del risultato di competenza dei soci di minoranza sono iscritte in apposite voci del bilancio; la quota di patrimonio netto dei soci di minoranza è determinata sulla base dei valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l’eventuale avviamento ad essi riferibile. I dividendi, le rivalutazioni, le svalutazioni e le perdite su partecipazioni in imprese incluse nell’area di consolidamento nonché le plusvalenze e le minusvalenze da alienazioni infragruppo di partecipazioni in imprese incluse nell’area di consolidamento sono oggetto di eliminazione.

Operazioni infragruppo Gli utili derivanti da operazioni effettuate tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati, così come sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi e gli oneri nonché le garanzie, compresi i contratti autonomi di garanzia, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate. Le perdite infragruppo non sono eliminate perché sono rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.

Conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro I bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando alle voci: (i) dell’attivo e del passivo patrimoniale, i cambi correnti alla data di chiusura del periodo; (ii) del patrimonio netto, i cambi storici; (iii) del conto economico, i cambi medi del periodo (fonte: Ufficio Italiano Cambi). Le differenze cambio da conversione, derivanti dall’applicazione di cambi diversi per le attività e passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono imputate alla voce del patrimonio netto “Riserva per differenze cambio” per la parte di competenza del Gruppo e alla voce “Capitale e riserve di terzi” per la parte di competenza di terzi. I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella moneta funzionale, rappresentata dalla moneta locale o dalla diversa moneta nella quale sono denominati la maggior parte delle transazioni economiche e delle attività e passività. I cambi applicati nella conversione in euro dei bilanci espressi in moneta estera sono i seguenti:

64

Cambio medio del primo semestre 2006

Cambio al 30 giugno 2006

Cambio al 31.12.2005

Cambio medio del primo semestre 2005

Valuta

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / P R I N C I P I D I C O N S O L I DA M E N TO

USA dollaro

1,2847

1,1797

1,2713

1,2296

UK sterlina

0,6859

0,6853

0,6921

0,6870

Algeria dinaro

92,9279

86,0380

93,2058

89,7176

Angola kwanza

112,4940

95,2956

102,1790

98,9025

Arabia Saudita riyal

4,8147

4,4244

4,7681

4,6115

Australia dollaro

1,6627

1,6109

1,7117

1,6549

6.227,6900

5.442,2300

1,1395

1,1189

3,3084

2,7432

2,7575

2,6965

655,9530

655,9500

655,9500

655,9500

7,4205

7,3715

7,2445

7,3114

Azerbaijan manat Brasile real Congo franco cfa Croazia kuna Dollaro canadese India rupia Indonesia rupia Kazakhstan tenghè Malesia ringgit

1,5875

1,3725

1,4132

1,3999

56,0717

53,1679

58,5514

55,2594

12.094,2000

11.596,5000

11.776,1000

11.325,4584

168,5230

157,7980

150,5520

155,8843

4,8818

4,4584

4,6714

4,5321

170,2670

153,2750

163,1610

158,2436

Norvegia corona

8,1413

7,9850

7,9360

7,9293

Perù new sol

4,1872

4,0558

4,1476

4,0774

Russia rublo

Nigeria naira

35,9261

33,9200

34,2400

34,0078

Singapore dollaro

2,1162

1,9628

2,0137

1,9773

Svizzera franco

1,5462

1,5551

1,5672

1,5610

UAE dirham

4,7187

4,3331

4,6694

4,5163

65

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E

Criteri di valutazione I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.

Attività non correnti Attività materiali Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti mobiliari, sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività disponibili all’uso. Inoltre, quando è necessario un rilevante periodo di tempo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati nel periodo necessario a rendere il bene pronto all’uso, qualora l’investimento non fosse stato fatto. Il prezzo di acquisto o il costo di produzione è esposto al netto dei contributi pubblici in conto capitale che sono rilevati quando le condizioni per la loro concessione si sono verificate. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e la bonifica dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo. Il trattamento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indicati al punto “Fondi per rischi e oneri”. Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche. I beni assunti in leasing finanziario sono iscritti tra le attività materiali in contropartita al debito finanziario verso il locatore e ammortizzati secondo i criteri di seguito indicati. Quando non vi è la ragionevole certezza di esercitare il diritto di riscatto, l’ammortamento è effettuato nel periodo più breve tra la durata della locazione e la vita utile del bene. Le attività materiali sono ammortizzate sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla cessione che sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il loro fair value al netto degli oneri di dismissione. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo di durata della concessione o della vita utile del bene se minore. I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi natura incrementativa delle attività materiali sono imputati all’attivo patrimoniale. I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono imputati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è imputato a conto economico. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono imputate a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenute. Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso. In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori espressi da un mercato attivo, da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita del bene. Il valore d’uso è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’uso del bene e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e documentabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile del bene, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata a un tasso che tiene conto del rischio implicito nei settori di attività in cui opera l’impresa. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dall’utilizzo continuativo (cd. cash generating unit). Quando vengono meno i moti-

66

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E

vi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è imputata a conto economico come rivalutazione (ripristino di valore). La rivalutazione è effettuata al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state stanziate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le attività materiali destinate a specifici progetti operativi per le quali non si prevede un possibile reimpiego dovuto alla particolarità del bene stesso o per l’elevato sfruttamento sostenuto durante la fase di esecuzione del progetto sono ammortizzate in base alla durata del progetto stesso. Attività immateriali Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché l’avviamento quando acquisito a titolo oneroso. L’identificabilità è definita con riferimento alla possibilità di distinguere l’attività immateriale acquisita dall’avviamento; questo requisito è soddisfatto, di norma, quando: (i) l’attività immateriale è riconducibile a un diritto legale o contrattuale, oppure (ii) l’attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo dell’impresa consiste nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall’attività e nella possibilità di limitarne l’accesso ad altri. Le attività immateriali sono iscritte al costo di acquisto o di produzione determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche. Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui le attività saranno utilizzate dall’impresa; la recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata adottando i criteri indicati al punto “Attività materiali”. L’avviamento e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento; la recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento all’avviamento, la verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento che include l’avviamento stesso. Le svalutazioni dell’avviamento non sono oggetto di ripristino di valore. Costi di sviluppo tecnologico I costi di sviluppo sono iscritti all’attivo patrimoniale quando la società è in grado di dimostrare: (a) la fattibilità tecnica di completare l’attività immateriale e usarla o venderla; (b) l’intenzione di completare l’attività immateriale in modo da essere disponibile per l’uso o per la vendita; (c) la capacità di usare o vendere l’attività immateriale; (d) in quale modo l’attività immateriale genererà benefici economici futuri probabili; (e) la disponibilità di risorse tecniche e finanziarie o di altro tipo adeguate per completare lo sviluppo e per l’utilizzo o la vendita dell’attività immateriale; (f) la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all’attività immateriale durante lo sviluppo. Contributi I contributi in conto capitale sono rilevati quando si sono rilevate le condizioni per il loro ottenimento e sono imputati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono. I contributi in conto esercizio sono rilevati a conto economico.

Attività finanziarie Partecipazioni Le partecipazioni in imprese controllate escluse dall’area di consolidamento e in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, finanziaria e sul risultato economico, le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento e quelle collegate sono valutate al costo rettificato per perdite di valore. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate, nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”. Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a patrimonio netto. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le 67

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perdite di valore non sono oggetto di ripristino. Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è classificato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite. Crediti e Attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono iscritti al costo rappresentato dal fair value del corrispettivo iniziale dato in cambio, incrementato dei costi di transazione (es. commissioni, consulenze, etc.). Il valore di iscrizione iniziale è successivamente rettificato per tener conto dei rimborsi in quota capitale, delle eventuali svalutazioni e dell’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso e il valore di iscrizione iniziale; l’ammortamento è effettuato sulla base del tasso di interesse interno effettivo rappresentato dal tasso che rende uguali, al momento della rilevazione iniziale, il valore attuale dei flussi di cassa attesi e il valore di iscrizione iniziale (cd. metodo del costo ammortizzato). Gli effetti economici della svalutazione al costo ammortizzato sono imputati alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.

Attività correnti Rimanenze Le rimanenze, con esclusione dei lavori in corso su ordinazione, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore di mercato. La configurazione di costo adottata si identifica nel costo medio ponderato mentre per valore di mercato, tenuto conto della natura delle rimanenze rappresentate prevalentemente da materiale di ricambistica, si intende il costo di sostituzione ovvero, se inferiore, il valore di netto realizzo. I lavori in corso su ordinazione relativi ai contratti a lungo termine sono valutati sulla base dei corrispettivi contrattuali, definiti con ragionevole certezza con i committenti, in relazione allo stato di avanzamento dei lavori e nel rispetto del principio della prudenza. In considerazione della natura dei contratti e della tipologia del lavoro, l’avanzamento è determinato in base alla percentuale che emerge dal rapporto fra i costi sostenuti rispetto ai costi totali stimati per il contratto (metodo del cost-tocost). Per recepire gli effetti economici derivanti dall’applicazione di tale metodo rispetto ai corrispettivi già rilevati tra i ricavi della gestione caratteristica, vengono effettuate opportune registrazioni che prevedono l’iscrizione tra i lavori in corso delle differenze positive rispetto ai ricavi contabilizzati, ovvero fra i debiti commerciali delle differenze negative. I corrispettivi pattuiti, qualora espressi in valuta estera, sono calcolati tenendo conto dei cambi con cui sono state effettuate le relative coperture valutarie che qualificano per l’hedge accounting o in caso contrario al cambio di fine periodo; la medesima metodologia viene applicata per i costi espressi in valuta estera. Nella valutazione dei lavori in corso si tiene conto di tutti i costi di diretta imputazione a commessa nonché dei rischi contrattuali e delle clausole di revisione quando oggettivamente determinabili. Le richieste per corrispettivi aggiuntivi rispetto a quelli contrattualmente stabiliti sono riconosciuti solo se probabili e ragionevolmente quantificabili. Eventuali perdite sulle commesse sono rilevate interamente nel periodo in cui sono previste. I costi di partecipazione alle gare di appalto sono riconosciuti nel conto economico dell’esercizio in cui sono sostenuti. Attività finanziarie correnti Le attività finanziarie destinate alla negoziazione e le attività finanziarie disponibili per la vendita sono rilevate al fair value con imputazione degli effetti, rispettivamente, alla voce di conto economico “Proventi (oneri) finanziari” e alla voce di patrimonio netto “Altre riserve”. Il fair value degli strumenti finanziari è stimato sulla base delle quotazioni di mercato ovvero, in loro assenza, sulla base di adeguate tecniche di valutazione che utilizzano variabili finanziarie aggiornate e utilizzate dagli operatori di mercato nonché, ove possibile, tenendo conto dei prezzi rilevati in transazioni recenti su strumenti finanziari similari. Quando l’acquisto o la vendita di attività finanziarie prevede il regolamento dell’operazione e la consegna dell’attività entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni (es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l’operazione è rilevata alla data del regolamento. 68

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I crediti sono iscritti al costo ammortizzato (v. precedente punto “Attività finanziarie”). Le attività finanziarie cedute sono eliminate dall’attivo patrimoniale quando il diritto a ricevere i flussi di cassa è trasferito unitamente a tutti i rischi e benefici associati alla proprietà.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Le disponibilità liquide e i mezzi equivalenti includono i valori di cassa, i crediti bancari a vista, gli altri investimenti a breve termine con una scadenza non superiore ai tre mesi dall’acquisto e gli scoperti bancari. Gli scoperti bancari sono classificati insieme ai prestiti nello stato patrimoniale come passività correnti.

Azioni proprie Le azioni proprie sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. I proventi derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati ad incremento del patrimonio netto.

Passività finanziarie I debiti sono rilevati con il metodo del costo ammortizzato (vedi punto precedente “Attività finanziarie”).

Fondi per rischi e oneri I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella data di sopravvenienza. Secondo quanto disposto dallo IAS 37 gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) esiste un’obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa ragionevolmente pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura del periodo. Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è oggetto di attualizzazione; l’incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a conto economico alla voce “Proventi (oneri) finanziari”. Quando la passività è relativa ad attività materiali, il fondo è rilevato in contropartita all’attività a cui si riferisce; l’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento. I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell’esercizio in cui viene definito formalmente il programma e si è generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo. I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione; le revisioni di stima dei fondi sono imputate nella medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l’accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad attività materiali, in contropartita all’attività a cui si riferisce. Le note alla situazione contabile consolidata includono, ove richiesto, le passività potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili, ma non probabili, derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa; (ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso.

Benefici per i dipendenti successivi al rapporto di lavoro I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a benefici definiti”. Nei programmi a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti, ridotti degli

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eventuali importi già corrisposti. La passività relativa ai programmi a benefici definiti4, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali5 ed è rilevata per competenza di esercizio coerentemente al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei benefici; la valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti. Gli utili e le perdite attuariali relative a programmi a benefici definiti derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o da modifiche delle condizioni del piano sono rilevati a conto economico se e nei limiti in cui il loro valore netto non rilevato al termine dell’esercizio precedente eccede il maggiore valore tra il 10% del valore attuale della passività relativa al programma e il 10% del fair value delle attività al suo servizio (cd. metodo del corridoio).

Ricavi I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati quando si verifica l’effettivo trasferimento dei rischi e dei benefici rilevanti correlati alla proprietà o al compimento della prestazione. Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull’ammontare e sull’esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili. I ricavi relativi ai lavori in corso su ordinazione sono iscritti sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost). I lavori in corso su ordinazione i cui corrispettivi sono pattuiti in moneta estera sono iscritti al controvalore in euro al cambio corrente alla data di accertamento dello stato di avanzamento dei lavori in contraddittorio con il committente (accettazione SAL); tale valore viene rettificato per tenere conto del differenziale di cambio maturato sulle coperture che qualificano come hedge accounting. Gli anticipi sono iscritti al cambio del giorno in cui sono corrisposti. Le richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori previsti contrattualmente si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi quando è probabile che il committente approverà le varianti e il relativo prezzo; le altre richieste (claims) derivanti, ad esempio, da maggiori oneri sostenuti per cause imputabili al committente, si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi solo quando è probabile che la controparte le accetti. I lavori non ancora accettati sono iscritti al cambio di chiusura dell’esercizio. I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse.

Costi I costi sono riconosciuti quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nell’esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non si possa identificare l’utilità futura degli stessi. I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto. I costi per il personale comprendono l’ammontare delle retribuzioni corrisposte, gli accantonamenti per fondi pensione e per ferie maturate e non godute, gli oneri previdenziali e assistenziali in applicazione dei contratti e della legislazione vigente. I costi per il personale includono, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assumono, le stock grant e stock option assegnate ai dirigenti a partire dal 1° gennaio 2003. Il costo è determinato con riferimento al fair value del diritto assegnato al dipendente, incrementato degli eventuali oneri a carico del datore di lavoro (oneri sociali e TFR); la quota di competenza dell’esercizio è determinata pro rata temporis lungo il periodo a cui è riferita l’incentivazione (cd. vesting period)6. Il fair value delle stock grant è rappresentato dal valore corrente dell’azione alla data di assunzione dell’impegno, ridotto del valore attuale dei dividendi attesi nel vesting period. Il fair value delle stock option è rappresentato dal valore dell’opzione determinato applicando il modello Black-Scholes che tiene conto delle condizioni di esercizio del diritto, del valore corrente dell’azione, della volatilità attesa e del tasso privo di rischio. Per i piani di stock grant a beneficio dei dipendenti di Saipem SpA, la rilevazione del fair value è effettuata alla voce 4 Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il trattamento di fine rapporto è assimilato a un programma a benefici definiti. 5 Le ipotesi attuariali riguardano, tra l’altro, le seguenti variabili: (i) il livello delle retribuzioni future; (ii) il tasso di mortalità dei dipendenti; (iii) il tasso di rotazione del personale; (iv) la percentuale dei partecipanti al piano con persone a carico che avranno diritto ai benefici (es. coniugi e figli di dipendenti); (v) nell’ambito dei piani di assistenza sanitaria, la frequenza delle richieste di rimborso e le modifiche future nei costi per le prestazioni sanitarie; (vi) i tassi di interesse. 6 Per le stock grant, periodo intercorrente tra la data di assunzione dell’impegno e la data in cui le azioni sono assegnate; per le stock option, periodo intercorrente tra la data di assunzione dell’impegno e la data in cui l’opzione può essere esercitata.

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“Costo del lavoro” in contropartita alla voce “Utili relativi ad esercizi precedenti”. Lo stanziamento relativo al trattamento di fine rapporto e agli oneri sociali calcolati sul fair value è rilevato in contropartita alla voce “Fondi per benefici ai dipendenti”. Per i piani di incentivazione a beneficio del personale dipendente delle società controllate, il fair value delle stock grant è rilevato alla data di assunzione dell’impegno nella voce “Oneri finanziari” con contropartita alla voce “Utili relativi ad esercizi precedenti” e successivamente riaddebitato alle imprese di appartenenza in contropartita alla voce “Proventi finanziari - altri”. Per i piani di stock option il fair value è rilevato in contropartita alla voce “Utili relativi ad esercizi precedenti”. I costi volti all’acquisizione di nuove conoscenze o scoperte, allo studio di prodotti o processi alternativi, di nuove tecniche o modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, comunque, in altre attività di ricerca scientifica o di sviluppo tecnologico sono generalmente considerati costi correnti e imputati a conto economico nell’esercizio di sostenimento, tali costi vengono iscritti nell’attivo patrimoniale solo quando rispettano le condizioni descritte al precedente punto “Costi di sviluppo tecnologico”.

Differenze di cambio I ricavi e i costi relativi a operazioni in moneta estera sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l’operazione è compiuta. Le attività e passività monetarie in moneta estera sono convertite in euro applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio con imputazione dell’effetto a conto economico. Le attività e passività non monetarie in moneta estera valutate al costo sono iscritte al cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione è effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo è adottato il cambio corrente alla data di determinazione del valore.

Dividendi I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell’assemblea.

Imposte sul reddito Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile; il debito previsto è rilevato alla voce “Passività per imposte correnti”. I debiti e i crediti tributari per imposte correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo. Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali. L’iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è probabile. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Attività per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività per imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rilevati direttamente a Patrimonio Netto, le imposte correnti, le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono anch’esse imputate al Patrimonio Netto.

Strumenti derivati Gli strumenti derivati sono attività e passività rilevate al fair value. Saipem, coerentemente con la finalità economica delle coperture effettuate, procede ove possibile a designare i contratti derivati come strumenti di copertura. I derivati sono classificati come strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, è elevata. Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; es. copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), i derivati sono rilevati al fair value con imputazione degli

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effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere le variazioni del fair value associate al rischio coperto. Nel caso di cash flow hedge, le coperture effettuate vengono designate a fronte dell’esposizione alla variabilità dei flussi finanziari attribuibile ai rischi che in un momento successivo possono influire sul conto economico; detti rischi sono generalmente associati ad una attività o passività rilevata in bilancio (quali pagamenti futuri su debiti a tassi variabili) o a futuri incassi ed esborsi ritenuti altamente probabili (cd. highly probable forecast transactions) quali ad esempio i flussi connessi ai ricavi e ai costi di commessa. La parte efficace della variazione di fair value della parte di contratti derivati che sono stati designati come di copertura secondo i requisiti previsti dallo IAS 39 viene sospesa in una riserva di patrimonio netto (hedging reserve); tale riserva viene poi imputata a conto economico nel periodo in cui la transazione coperta influenza il conto economico. La parte inefficace della variazione di fair value della parte di contratti derivati, così come l’intera variazione di fair value dei derivati che non sono stati designati come di copertura o che non ne presentano i requisiti richiesti dal citato IAS 39, viene invece contabilizzata direttamente a conto economico nella voce oneri o proventi finanziari.

Gestione dei rischi d’impresa I principali rischi, identificati e attivamente gestiti da Saipem, sono i seguenti: (i) il rischio mercato derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio tra l’euro e le altre valute nelle quali opera l’impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity; (ii) il rischio credito derivante dalla possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni a breve; (iv) il rischio operation derivante dalla possibilità che si verifichino incidenti, malfunzionamenti, guasti, con danni alle persone e all’ambiente e con riflessi sui risultati economico-finanziari; (v) il rischio Paese nell’attività operativa. Rischio di mercato Saipem opera a livello internazionale in settori di attività con esposizione a rischi di mercato riconducibili a modifiche nei tassi di interesse, nei tassi di cambio e nei prezzi delle merci. Il rischio di variazione dei prezzi e dei flussi finanziari è strettamente connesso alla natura stessa dell’attività ed è solo parzialmente mitigabile attraverso l’utilizzo di appropriate politiche di gestione del rischio. Il rischio di mercato comprende il rischio di cambio e il rischio di tasso d’interesse. Rischio di variazioni dei prezzi e dei flussi finanziari I risultati di Saipem sono influenzati dalle variazioni del prezzo del petrolio, dei costi assicurativi e delle materie prime. Inoltre, i flussi finanziari di Saipem sono esposti alle oscillazioni dei tassi di cambio e di interesse. Rischio di cambio L’esposizione ai tassi di cambio deriva dall’operatività del Gruppo in aree diverse dall’euro, dalla circostanza che i ricavi di una parte rilevante dei progetti eseguiti sono quotati o legati al dollaro USA, e dallo sfasamento temporale tra la rilevazione per competenza dei ricavi e dei costi denominati in moneta diversa da quella di bilancio e la loro realizzazione finanziaria (rischio cambio di transazione). Saipem adotta una strategia volta a minimizzare l’esposizione al rischio cambio di transazione attraverso l’utilizzo di contratti derivati. La pianificazione, il coordinamento e la gestione di questa attività a livello di gruppo è assicurata dalla Direzione Finanza che monitora la corretta correlazione tra strumenti derivati e flussi sottostanti e l’adeguata rappresentazione contabile in ottemperanza ai principi contabili internazionali. Rischio di tasso di interesse Il rischio connesso alle oscillazioni dei tassi di interesse nell’ambito del Gruppo Saipem è correlato essenzialmente a finanziamenti a lungo termine negoziati a tassi variabili. Il rischio è gestito mediante operazioni di Interest Rate Swap (I.R.S.), anche al fine di garantire un equilibrato rapporto tra indebitamento a tasso fisso e a tasso variabile. Rischio credito Il rischio credito rappresenta l’esposizione di Saipem a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Il rischio credito connesso al normale svolgimento delle operazioni commerciali è monitorato sia dalla funzione operativa che dalle funzione amministrativa sulla base di procedure formalizzate e di reportistica periodica. Relativamente agli impieghi di disponibilità e all’utilizzo di strumenti finanziari, compresi gli strumenti derivati, le società adottano linee guida definite dalla Direzione Finanza di Saipem. Allo stato attuale, non vi sono concentrazioni significative di rischio credito.

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Rischio liquidità Il rischio liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili possano essere insufficienti a coprire le obbligazioni in scadenza. Allo stato attuale, Saipem ritiene, attraverso una gestione degli affidamenti e delle linee di credito flessibile e funzionale al business, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. Rischio operation Le attività di Saipem comportano per loro natura rischi industriali ambientali e sono soggette nella maggior parte dei paesi in cui opera a leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente e della sicurezza industriale. Saipem ha adottato i migliori standard per la valutazione e la gestione dei rischi industriali ambientali, conformando il proprio comportamento alle best practice dell’industria. Le unità di business nello sviluppo e nella gestione dell’attività, oltre ad applicare le leggi e i regolamenti dei paesi in cui operano, valutano i rischi industriali mediante specifiche procedure. I valori primari di Saipem, come evidenziato nella sezione dedicata all’attività HSE, sono la prevenzione dei rischi ambientali, la sicurezza e la salute del personale. Rischio paese Saipem svolge una parte significativa della propria attività in paesi al di fuori dell’Unione Europea e dell’America Settentrionale, alcuni dei quali possono essere meno stabili dal punto di vista politico ed economico. Saipem monitora e valuta costantemente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei paesi in cui opera o intende investire. Il rischio paese è mitigato attraverso l’utilizzo di appropriate linee guida di gestione del rischio che Saipem ha definito nella procedura “Project Risk Assessment and Management”.

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Modifica dei criteri contabili A partire dall’esercizio 2006 sono state tenute in considerazione, ove applicabili: (i) le disposizioni dell’IFRIC 4 “Determinare se un accordo contiene un leasing” relative ai criteri da adottare al fine di individuare se un accordo, pur non assumendo la forma esplicita di un leasing, prevede il trasferimento di un diritto a utilizzare un’attività in cambio di un pagamento o di una serie di pagamenti; (ii) le modifiche allo IAS 39 “Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione” relative: (a) alla possibilità di qualificare quale oggetto di copertura di operazioni cash flow hedge sul rischio di cambio, transazioni infragruppo previste e altamente probabili a condizione che dette transazioni siano denominate in una valuta funzionale differente rispetto a quella dell’entità che ha posto in essere l’operazione e che l’esposizione al rischio di cambio determini effetti sul conto economico consolidato; (b) ai criteri di rilevazione e valutazione delle garanzie finanziarie che sono rilevate al momento della loro emissione come passività al valore di mercato e successivamente valutate, in funzione del rischio di escussione, al maggiore tra la migliore stima dell’onere da sostenere per adempiere all’obbligazione e l’ammontare inizialmente rilevato ridotto dei premi incassati; (iii) le disposizioni dell’IFRIC 5 “Diritti derivanti da interessenze in fondi per smantellamenti, ripristini e bonifiche ambientali” relative ai criteri di rilevazione e valutazione della partecipazioni a fondi costituiti al fine di finanziarie le operazioni di smantellamento che presentano le seguenti caratteristiche: (a) le attività del fondo sono possedute e gestite da un’entità legale separata dall’impresa; (b) l’impresa partecipante al fondo ha un diritto limitato di accesso alle attività del fondo. Il partecipante rileva separatamente la propria obbligazione a pagare i costi di smantellamento e la propria interessenza al fondo. Nel caso in cui l’interessenza nel fondo sia tale da consentire di esercitare il controllo, un’influenza notevole o il controllo congiunto del fondo, l’interessenza nel fondo è rilevata, rispettivamente, come una partecipazione controllata, collegata o una joint venture. L’applicazione dei principi indicati non ha prodotto effetti significativi.

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Utilizzo di stime contabili L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, stime basate su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate. Di seguito sono indicate le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perchè comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relativi a tematiche per loro natura incerta. Le modifiche delle condizioni alla base dei giudizi e delle assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi. Lavori in corso La determinazione dei lavori in corso è basata sulla stima dei ricavi e dei costi a vita intera di progetti di durata ultra annuale il cui apprezzamento è influenzato per sua natura da significativi elementi valutativi. Nella valutazione dei lavori in corso si tiene conto delle richieste di corrispettivi aggiuntivi, rispetto a quelli contrattualmente convenuti, se il loro realizzo è ritenuto probabile e ragionevolmente quantificabile. La sempre maggiore incidenza sui volumi di ricavi generati dai progetti di tipo EPIC (Engineering, Procurement, Installation and Construction), per loro natura intrinseca caratterizzati da una elevata complessità, dimensione e durata esecutiva, nonché da un maggior grado di imprevedibilità, rende pressoché strutturale e fisiologica la necessità di apprezzare, e tenerne conto nella redazione delle situazioni contabili, l’atteso riconoscimento di corrispettivi addizionali, prima che sia formalizzato l’accordo con la controparte. Svalutazioni Le attività materiali e immateriali sono svalutate quando eventi o modifiche delle circostanze facciano ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. La svalutazione è determinata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’utilizzo dell’attività al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull’andamento di variabili future - quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi - e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all’attività interessata. Business combination La rilevazione delle operazioni di business combination implica l’attribuzione alle attività e passività dell’impresa acquisita della differenza tra il costo di acquisto e il valore netto contabile. Per la maggior parte delle attività e delle passività, l’attribuzione della differenza è effettuata rilevando le attività e le passività al loro fair value. La parte non attribuita se positiva è iscritta ad avviamento, se negativa è imputata a conto economico. Nel processo di attribuzione la Direzione aziendale si avvale delle informazioni disponibili e, per le business combination più significative, di valutazioni esterne. Fondi Saipem effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai benefici per i dipendenti e ai contenziosi legali e fiscali. La stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione aziendale. Benefici per i dipendenti successivi al rapporto di lavoro I benefici successivi al rapporto di lavoro derivanti dai programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, i ritorni attesi sulle attività a servizio dei piani, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di ritiro e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione dei benefici successivi al rapporto di lavoro sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari di elevata qualità (titoli di stato) e sulle aspettative inflazionistiche dei paesi interessati; (ii) il livello delle retribuzioni future è

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determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, e le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili quali la mortalità, il turnover, le invalidità e altro relative alla popolazione degli aventi diritto; (v) il ritorno delle attività a servizio dei piani è determinato sulla base della media ponderata dei rendimenti futuri attesi differenziati per classi di investimento (reddito fisso, equity, monetario). Differenze tra i costi sostenuti e quelli attesi e tra i ritorni effettivi e quelli attesi sulle attività a servizio del piano si verificano normalmente e sono definite utili o perdite attuariali. Gli utili e le perdite attuariali sono rilevate pro quota a conto economico per la rimanente vita lavorativa media dei dipendenti che partecipano al programma, se e nei limiti in cui il loro valore netto non rilevato al termine dell’esercizio precedente eccede il maggiore valore tra il 10% del valore attuale della passività relativa al programma e il 10% del fair value delle attività al suo servizio (cd. metodo del corridoio).

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S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

441.410.900

% Consolidata di pertinenza Saipem

Capitale Sociale

EUR

% Possesso

Valuta

S. Donato Mil.se (MI)

Soci

Sede Legale

Ragione Sociale

Area di consolidamento

IMPRESA CONSOLIDANTE Saipem SpA

Eni SpA Saipem SpA

42,91 1,74

Soci terzi

55,35

100,00

IMPRESE CONTROLLATE Italia Bos Italia Srl

Milano

EUR

10.000

Saipem sa

Consorzio Ras – Realizzazioni Attraversamenti Sotterranei (**)

Udine

EUR

10.329

Snamprogetti SpA Soci terzi

49,00

Consorzio Sapro

San Giovanni Teatino (CH) EUR

10.329

Saipem SpA

51,00

Soci terzi

49,00

Energy Maintenance Services SpA

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

9.020.216

Saipem SpA

100,00

51,00

100,00

C.I. P.N. Co.

100,00

C.I.

Engineering & Management Services SpA

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

309.600

Snamprogetti SpA

100,00

100,00

C.I.

Intermare Sarda SpA

Tortolì (NU)

EUR

6.708.000

Saipem SpA

100,00

100,00

C.I.

Saipem Energy International SpA

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

2.550.000

Saipem SpA

100,00

100,00

C.I.

Saipem FPSO SpA (ex Sonsub SpA)

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

884.000

Saipem SpA

100,00

100,00

C.I. C.I.

Saipem Project SpA

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

5.000.000

Snamprogetti SpA

S. Donato Mil.se (MI)

EUR

103.200.000

Saipem SpA

100,00

100,00

Saipem Project SpA

100,00

100,00

Snamprogetti Sud SpA

Vibo Valentia

EUR

C.I.

5.000.040

Snamprogetti SpA

100,00

100,00

C.I.

Rio de Janeiro (Brasile)

BRL

231.150.000

Snamprogetti SpA

99,00

100,00

C.I.

100,00

C.I.

Estero Andromeda Consultoria Tecnica e Rapresentações Ltda

Snamprogetti Management Services SA

1,00

Boscongo sa

Pointe Noire (Congo)

XAF

200.000.000

Saipem sa

99,98

Soci terzi

0,02

Bos Investment Limited

Londra (Gran Bretagna)

GBP

5.000.000

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Bos-Uie Limited

Londra (Gran Bretagna)

GBP

3.300.000

Bos Investment Limited

100,00

100,00

C.I.

Camom Gesellschaft fur Instandhaltung und Montagen Gmbh

Francoforte (Germania)

EUR

25.565

Saipem sa

95,00

100,00

C.I.

Camom sa

5,00

Camom Industrie Instandhaltung GmbH e Co Kg (**)

Spergau (Germania)

EUR

25.565

Camom Industrie Instandhaltung Verwaltungs GmbH (**)

Spergau (Germania)

EUR

25.565

Camom sa

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

2.897.500

CENMC Canada Inc

Montreal (Canada)

CAD

100

Conception Maintenance Petrochimique de l’Ouest (***)

S. Vigor d’ Ymonville (Francia) EUR

305.000

Camom sa

Camom Gesellschaft fur Instandhaltung und Montagen Gmbh

100,00

Co.

Camom Gesellschaft fur Instandhaltung und Montagen Gmbh

100,00

Saipem sa

100,00

100,00

Co. C.I.

European Maritime Commerce BV 100,00

100,00

C.I.

99,97

P.N.

Soci terzi

0,03

Delong Hersent - Estudos, Construções Maritimas e Partecipações, Unipessoal Lda Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Entreprise Nouvelle Marcellin sa

Marseille (Francia)

EUR

1.018.700

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

ER SAI Caspian Contractor Llc

Almaty (Kazakhstan)

KZT

1.105.930.000

50,00

50,00

C.I.

ERS Equipment Rental & Services BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

90.760

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

European Maritime Commerce BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

18.000

ERS Equipment Rental & Services BV

100,00

100,00

C.I.

European Marine Contractors Ltd

Londra (Gran Bretagna)

GBP

1.000.000

European Marine Investments Limited 50,00

100,00

C.I.

European Marine Investments Limited

Londra (Gran Bretagna)

USD

20.000.000

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Global PetroProjects Services AG

Zurigo (Svizzera)

CHF

5.000.000

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV Soci terzi

Saipem UK Ltd

50,00

50,00

77

Capitale Sociale

Soci

1.000

Entreprise Nouvelle Marcellin sa

Hazira Cryogenic Engineering & Construction Management Pvt Ltd

Hazira Marine Engineering & Construction Management Pvt Ltd Katran-k Limited Liability Company

Mumbai (India)

Mumbai (India)

INR

INR

Krasnodar (Federazione Russa) RUB

100.000

100.000 1.603.800

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

Valuta

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

% Consolidata di pertinenza Saipem

Sede Legale

Guangdong Contractor Snc

% Possesso

Ragione Sociale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

60,00

60,00

C.P.

55,00

C.I.

100,00

C.I.

100,00

C.I.

Soci terzi

40,00

Services et Equipements Gaziers et Petroliers sa

55,00

Soci terzi

45,00

Saipem sa

99,99

Sofresid sa

0,01

Saipem International BV

100,00

Moss Arctic Offshore A/S

Lysaker (Norvegia)

NOK

100.000

Moss Maritime A/S

Lysaker (Norvegia)

NOK

40.000.000

Moss Maritime A/S

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Moss Maritime Inc

Houston (USA)

USD

145.000

Moss Maritime A/S

100,00

100,00

C.I.

Moss Offshore A/S

Lysaker (Norvegia)

NOK

20.000.000

Moss Maritime A/S

100,00

100,00

C.I.

Nigerian Services & Supply Company Limited

Lagos (Nigeria)

NGN

40.000.000

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

North Caspian Service Company Limited Liability Partnership

Almaty (Kazakhstan)

KZT

103.000

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Petrex SA

Iquitos (Perù)

PEN

37.319.045

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Petromar Lda

Luanda (Angola)

USD

357.143

Maritimas e Partecipações, Unipessoal Lda 70,00

70,00

C.I.

100,00

100,00

C.I.

99,90

100,00

C.I.

70,00

C.P.

Delong Hersent - Estudos, Construções Soci terzi Saipem International BV

30,00

PT Saipem Indonesia

Jakarta (Indonesia)

USD

30.000.000

PT Sofresid Engineering

Jakarta (Indonesia)

IDR

3.016.000.000

Sofresid sa

Saibos Akogep Snc

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

39.000

Saibos sas

70,00

Soci terzi

30,00

Saipem sa

100,00

100,00

C.I. C.I.

Sofresid Engineering

Saibos Construções Maritimas Lda

Funchal (Portogallo)

0,10

EUR

27.551.052

Saibos FZE

Dubai (Emirati Arabi Uniti) AED

1.000.000

Saibos Construções Maritimas Lda 100,00

100,00

Saibos sas

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

5.038.173

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Saigut SA de Cv

Ensenada (Messico)

Saimexicana SA de Cv

80,00

80,00

C.I.

Soci terzi

20,00

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

41,94

100,00

C.I.

89,41

C.I.

MXN

50.000

Saimexicana SA de Cv

Città del Messico (Messico) MXN

Saipem (Malaysia) Sdn Bhd

Kuala Lumpur (Malesia)

MYR

1.033.500

50.000

Saipem International BV Soci terzi

58,06

Saipem (Nigeria) Ltd

Lagos (Nigeria)

NGN

259.200.000

Saipem International BV

89,41

Soci terzi

10,59

Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

299.278.738

Saipem (Portugal) Gestão de

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

Funchal (Portogallo)

EUR

49.900.000

Saipem America Inc

Wilmington (USA)

USD

Saipem Argentina Samic y F (***)

Buenos Aires (Argentina)

ARS

Saipem Asia Sdn Bhd

Kuala Lumpur (Malesia)

MYR

Participações SGPS SA

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

50.000.000

Saipem International BV

100,00

100,00

150.000

Saipem International BV

98,77

8.116.500

Saipem International BV

100,00

Soci terzi

1,23

Saipem Australia Pty Ltd (***)

Sydney (Australia)

AUD

10.661.000

Saipem International BV

100,00

Saipem Contracting (Nigeria) Ltd

Lagos (Nigeria)

NGN

827.000.000

Saipem International BV

97,94

Saipem Contracting Algerie SpA

Hassi Messaoud (Algeria)

DZD

10.000.000

Saipem do Brasil Serviços de Petroleo Ltda

Rio de Janeiro (Brasile)

BRL

10.502.327

Saipem Energy International Ltd (**)

New Malden (Gran Bretagna) GBP

6.000.000

78

C.I. P.N.

Soci terzi

2,06

Sofresid sa

99,94

Saipem sa

0,01

Soci terzi

0,05

Saipem FPSO SpA

100,00

Saipem UK Ltd

100,00

100,00

C.I. P.N.

97,94

C.I.

100,00

C.I.

100,00

C.I. P.N.

Capitale Sociale

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

Valuta

Lagos (Nigeria)

NGN

18.750.000

Saipem International BV

100,00

Saipem Holding France sas

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

40.000

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Saipem India Project Services Limited

Chennai(India)

INR

2.000.000

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

172.444.000

Saipem SpA

100,00

100,00

C.I.

Saipem Logistics Services Limited

Lagos (Nigeria)

NGN

55.000.000

Saipem International BV

100,00

Saipem Luxembourg SA

Luxembourg (Lussemburgo) EUR

31.002

Saipem Mediterranean Services Llc

Rijeka (Croazia)

HRK

1.500.000

Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.)

Port Said (Egitto)

EUR

2.000.000

Saipem Perfurações e Construções Petrolíferas América do Sul Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

224.459

Saipem sa

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

26.488.695

Saipem Services sa

Bruxelles (Belgio)

EUR

61.500

% Possesso

Sede Legale

Saipem Engineering Nigeria Limited

Soci

Ragione Sociale

% Consolidata di pertinenza Saipem

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

P.N.

P.N.

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

99,92

Ers Equipment Rental & Services BV

0,04

European Maritime Commerce BV

0,04

P.N.

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

100,00

100,00

Saipem SpA

100,00

100,00

C.I.

99,98

100,00

C.I.

Saipem International BV ERS Equipment Rental & Services BV

C.I.

0,02

Saipem Services México SA de Cv

Mexico City (Messico)

MXN

50.000

Saimexicana Sa de Cv

100,00

100,00

C.I.

Saipem Singapore Pte Ltd

Singapore (Singapore)

SGD

25.000

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Saipem International BV

100,00

100,00

Saipem UK Ltd

New Malden (Gran Bretagna) GBP

Saipem Venezuela SA

Caracas (Venezuela)

VEB

20.000.000

6.470.000

SAIR Construções Mecanicas de Estruturas Maritimas Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

Saipem sa Soci terzi Saipem (Portugal) Gestão de

99,95

C.I. Co.

0,05 86,00

86,00

C.I.

Participações SGPS SA SAS Port de Tanger Société par Actions Simplifiée Unipersonelle

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

37.000

SASP Offshore Engineering UK Ltd (**)

New Malden (Gran Bretagna) GBP

500.000

Saudi Arabian Saipem Ltd

Al-Khobar (Arabia Saudita) SAR

5.000.000

Services et Equipements Gaziers et Petroliers sa

Donges (Francia)

EUR

38.125

Soci terzi

14,00

Saipem sa

100,00

Saipem Energy International Ltd

100,00

Saipem International BV

60,00

Soci terzi

40,00

Saipem sa

99,76

Soci terzi

0,24

Shipping and Maritime Services Limited

Lagos (Nigeria)

NGN

13.000.000

Snamprogetti Africa (Nigeria) Ltd

Lagos (Nigeria)

NGN

5.000.000

Snamprogetti Netherlands BV

ERS Equipment Rental & Services BV

Snamprogetti Canada Inc

Montreal (Canada)

CAD

1.000

Snamprogetti Netherlands BV

100,00

Snamprogetti Engineering BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

18.151

Snamprogetti Netherlands BV

100,00

Snamprogetti France Sarl

Paris (Francia)

EUR

22.867

Snamprogetti Netherlands BV

100,00

Snamprogetti Kazakhstan LLP (**)

Almaty (Kazakhstan)

KZT

15.000.000

Snamprogetti Netherlands BV

99,00

100,00

C.I. P.N.

100,00

C.I.

100,00

C.I.

100,00

P.N.

99,00

P.N.

Snamprogetti Management Services SA 1,00

Snamprogetti Management Services SA Snamprogetti Ltd

Basingstoke (Gran Bretagna) GBP

Snamprogetti Lummus Gas Ltd

Msida (Malta)

EUR

15.000.000 50.000

Snamprogetti Netherlands BV

Snamprogetti Management Services SA

Ginevra (Svizzera)

CHF

50.000.000

Snamprogetti Netherlands BV Soci Terzi

Snamprogetti Netherlands BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

92.117.340

Snamprogetti Romania Srl

Bucarest (Romania)

ROL

4.075.150

Snamprogetti SpA Snamprogetti Netherlands BV Snamprogetti Management Services SA

Snamprogetti Saudi Arabia Ltd

Al-Khobar (Saudi Arabia)

SAR

10.000.0000

99,00

100,00

C.I. P.N.

100,00

C.I.

99,00

C.I.

100,00

C.I.

100,00

C.I.

1,00 99,99 0,01 100,00 99,00

P.N.

1,00

Snamprogetti Management Services SA 75,00 Soci Terzi

C.I. P.N.

1,00

Snamprogetti Management Services SA 100,00 Soci Terzi

100,00

100,00

25,00

79

C.I.

Snamprogetti USA Inc

Dover (USA)

USD

2.000

SNC Saipem – Bouygues TP

Monaco (Principato di Monaco) EUR

10.000

Société de Construction d’Oleoducs Snc

Donges (Francia)

39.000

Société Nouvelle Technigaz sa Sofresid Engineering sa

EUR

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

228.750 1.267.143

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

% Consolidata di pertinenza Saipem

% Possesso

Soci

Capitale Sociale

Valuta

Ragione Sociale

Sede Legale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

Snamprogetti Management Services SA 100,00

100,0

C.I.

Saipem sa

70,00

70,00

C.P.

Soci Terzi

30,00 100,00

C.I.

100,00

C.I.

100,00

C.I.

Services et Equipements Gaziers et Petroliers sa

99,90

Camom sa

0,10

Saipem sa

99,96

Soci terzi

0,04

Sofresid sa

99,99

Soci terzi

0,01

Sofresid sa

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

8.253.840

Saipem sa

100,00

100,00

C.I.

Sonsub A/S

Randaberg (Norvegia)

NOK

1.882.000

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Sonsub International Pty Ltd

Sydney (Australia)

AUD

13.157.570

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Sonsub Ltd

Aberdeen (Gran Bretagna) GBP

5.901.028

Saipem International BV

100,00

100,00

C.I.

Star Gulf Free Zone Company

Dubai (Emirati Arabi Uniti) AED

500.000

80,00

100,00

C.I.

57,00

C.P.

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA Sofresid sa

STTS Snc

Montigny le Bretonneux (Francia) EUR

1.000

Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda

20,00

Saipem sa

57,00

Société Nouvelle Technigaz sa Sud Est Cie

Aix en Provence (Francia)

TBE Ltd

Damietta (Egitto)

EUR EGP

152.704 50.000

3,00

Soci terzi

40,00

Sofresid sa

99,62

Soci terzi

0,38

Société Nouvelle Technigaz sa

70,00

Soci terzi

30,00

Co. 70,00

C.I.

55,41

C.P.

IMPRESE COLLEGATE Italia ASG Scarl

S. Donato Mil.se (MI)

Bormida 2005 Scarl CEPAV (Consorzio Eni per L’Alta Velocità) Uno

Cesena S. Donato Mil.se (MI)

EUR EUR EUR

50.864 10.000 51.646

Snamprogetti SpA

55,41

Soci terzi

44,59

Snamprogetti SpA

45,00

Soci Terzi

55,00

Snamprogetti SpA

50,10

Saipem SpA CEPAV (Consorzio Eni per L’Alta Velocità) Due

Consorzio Bonifica Aree e Siti Inquinati Consorzio Controlli Integrati in Agricoltura (**) Consorzio Saipem Energy International – Tecnomare SpA (**) Consorzio Snamprogetti ABB LG Chemicals Consorzio UMA (**) Consorzio USG (**)

80

S. Donato Mil.se (MI)

Milano Roma S. Giuliano Mil.se (MI) S.Donato Mil.se (MI) Napoli Parma

EUR

EUR EUR EUR EUR EUR EUR

51.646

20.658 51.646 10.000 50.000 17.557 25.823

P.N. 50,36

C.P.

0,26

Soci terzi

49,64

Snamprogetti SpA

40,00

Saipem SpA

12,00

Soci terzi

48,00

Snamprogetti SpA

50,00

Soci Terzi

50,00

Snamprogetti SpA

22,50

Soci Terzi

77,50

Saipem Energy International SpA

50,00

Tecnomare

50,00

Snamprogetti SpA

50,00

Soci Terzi

50,00

Snamprogetti SpA

23,53

Soci Terzi

76,47

Saipem SpA

40,00

Soci terzi

60,00

P.N.

P.N. P.N. 50,00

C.P.

50,00

C.P. P.N. Co.

Capitale Sociale

Soci

EUR

12.395

Snamprogetti SpA

Modena Scarl Rodano Consortile Scarl Rosbos Scrl (**) Rosfin Srl SP – TKP Fertilizer Srl TSKJ Italia Srl

S. Donato Mil.se (MI) S. Donato Mil.se (MI) Ravenna Ravenna S.Donato Mil.se (MI) S.Donato Mil.se (MI)

EUR EUR EUR EUR EUR EUR

400.000 250.000 10.400 9.649.200 50.000 50.000

49,00

Soci Terzi

51,00

Snamprogetti SpA

59,33

Soci terzi

40,67

Snamprogetti SpA

53,57

Soci terzi

46,43

Saipem sa

50,00

Soci terzi

50,00

Saipem sa

33,33

Soci terzi

66,67

Snamprogetti SpA

50,00

Soci Terzi

50,00

Snamprogetti SpA

25,00

Soci Terzi

75,00

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

Valuta

Roma

% Consolidata di pertinenza Saipem

Sede Legale

ITA – Consorzio Italiano per il Telerilevamento dell’Ambiente e dell’Agricoltura

% Possesso

Ragione Sociale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

P.N. 59,33

C.P.

53,57

C.P. P.N. Co.

50,00

C.P. P.N.

Estero Africa Oil Services sa

Ateliers Ferroviaires D’artix sas Barber Moss Ship Management A/S

Guyancourt (Francia)

Artix (Francia) Lysaker (Norvegia)

EUR

EUR NOK

37.500

80.000 1.000.000

Bonny Project Management Co Ltd

Greenford (Gran Bretagna) GBP

Bos Shelf Limited Society

Baku City (Azerbaijan)

AZM

10.000.000

1.000

Charville – Consultores e Serviços Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

CMS & WLL

Doha (Qatar)

QAR

500.000

Dalia Floater Angola Snc

Coubervoie (Francia)

EUR

0,1

Doris Development Canada Ltd

St. John’s (Canada)

CAD

10.000

Doris Engineering sa

Parigi (Francia)

EUR

3.571.440

Services et Equipements Gaziers et Petroliers sa

44,88

Soci terzi

55,12

Camon sa

49,48

Soci terzi

50,52

Moss Maritime A/S

50,00

Soci terzi

50,00

P.N. Co. P.N.

LNG – Serviços e Gestão de Projectos Lda 100,00 Star Gulf Free Zone Company

50,00

Soci terzi

50,00

Snamprogetti Netherlands BV

50,00

Soci Terzi

50,00

Snamprogetti Netherlands BV

20,00

Soci Terzi

80,00

Entreprise Nouvelle Marcellin sa

27,50

Soci terzi

72,50

Doris Engineering sa

Co. 50,00

C.P.

50,00

C.P.

50,00

C.P.

27,50

C.P.

100,00

Co.

Sofresid sa

40,00

P.N.

Soci terzi

60,00

Doris Usa Inc

Houston (USA)

USD

1.500.000

Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC

Caracas (Venezuela)

VEB

9.667.827.216

Snamprogetti Netherlands BV

Doris Engineering s.a

100,00

P.N.

20,00

P.N.

Soci Terzi

80,00

Fertlizantes Nitrogenados de Oriente SA

Caracas (Venezuela)

VEB

286.549

Snamprogetti Netherlands BV

20,00

Soci Terzi

80,00

P.N.

Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela CEC

Josè – Edo. Anzategui (Venezuela) VEB

312.214.634.511

Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC 100,00

Co.

Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela Srl

Josè – Edo. Anzategui (Venezuela) VEB

287.000

Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC 100,00

Co.

FPSO Firenze Produção de Petroleo Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

50.000

FPSO Mystras (Nigeria) Ltd

Lagos (Nigeria)

NGN

15.000.000

FPSO Mystras Produção de Petroleo Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

50.000

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

50,00

Soci terzi

50,00

FPSO Mystras Produção de Petroleo Lda 100,00

50,00

C.P.

50,00

C.P.

50,00

C.P.

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

50,00

Soci terzi

50,00

81

Société Nouvelle Technigaz sa

22,22

Saipem sa

7,78

Soci terzi

70,00

Snamprogetti Management Services SA 50,00

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

Capitale Sociale

370.288

% Consolidata di pertinenza Saipem

Valuta

Saint Remy Les Chevreuse (Francia) EUR

% Possesso

Sede Legale

Gaztransport Et Technigaz sas

Soci

Ragione Sociale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

P.N.

Haldor Topsoe AS

Lyngby (Danimarca)

DKK

55.000.000

Haldor Topsoe Inc USA

Houston (USA)

USD

5.000.000

Haldor Topsoe AS

100,00

Co.

Haldor Topsoe Int AS

Lyngby (Danimarca)

DKK

500.000

Haldor Topsoe AS

100,00

Co.

Kazakhoil Bouygues Offshore Sarl

Almaty (Kazakhstan)

KZT

1.000.000

50,00

Co.

Kellog Brown & Root – Snamprogetti Ltd

Leatherhead (Gran Bretagna) GBP

32.000

Soci Terzi

Kwanda Suporto Logistico Lda

Luanda (Angola)

AOR

25.510.204

Saipem sa

50,00

50,00

Soci terzi

50,00

Snamprogetti Netherlands BV

25,00

Soci Terzi

75,00

P.N.

Delong Hersent - Estudos, Construções Maritimas e Participações, Unipessoal Lda 40,00 Soci terzi

Lipardiz – Construção de Estruturas Maritimas Lda

LNG – Serviços e Gestão de Projectos Lda

Funchal (Portogallo)

Funchal (Portogallo)

EUR

EUR

5.000

5.000

Mangrove Gas Netherland BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

18.000

Moss Mosvold II Management Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

Moss Krylov Maritime Offshore Design Engineering Ltd PMS - Petrochemicals Maintenance Services Gmbh

St.Petersburg (Federazione Russa) RUB Londra (Gran Bretagna) Leuna (Germania)

GBP EUR

98.000 100.000 200.000

Saipem (Portugal) Gestão de Participações SGPS SA

50,00

Soci terzi

50,00

Snamprogetti Netherlands BV

25,00

Soci Terzi

75,00

Snamprogetti Netherlands BV

50,00

Soci Terzi

50,00

Participações SGPS SA

50,00

Soci terzi

50,00

Moss Maritime A/S

50,00

Soci terzi

50,00

Saipem sa

50,00

Doris Engineering

50,00

und Montagen Gmbh

25,00

Soci terzi

75,00 50,00

10.000

Snamprogetti Netherlands BV Soci Terzi

50,00

Saipar Drilling Company BV

Amsterdam (Paesi Bassi)

EUR

20.000

Saipem International BV

50,00

Soci terzi

50,00

Saipem International BV

50,00

50.000.000

SEA Tank Co sa

Parigi (Francia)

EUR

46.800

Servicios de Construçiones Caucedo sa

Dominican Republic (Rep. Dominicana) DOP

Société pour la Realisation du Port de Tanger Mediterranée

Anjra (Marocco)

Southern Gas Constructors Ltd SPF – TKP Omifpro Snc

82

Lagos (Nigeria) Parigi (Francia)

EUR

NGN EUR

100.000 33.000

10.000.000 50.000

C.P. P.N.

50,00

C.P.

P.N. P.N. 50,00

C.P.

Camom Gesellschaft fur Instandhaltung

CYP

INR

50,00

Saipem (Portugal) Gestão de

Nicosia (Cipro)

Chennai (India)

P.N.

60,00

RPCO Enterprises Ltd

Saipem Aban Drilling Co Pvt Ltd

C.P.

Soci terzi

50,00

Doris Engineering sa

99,62

Soci terzi

0,38

Saipem sa

49,70

Soci terzi

50,30

P.N. 50,00

C.P.

50,00

C.P.

50,00

C.P. Co.

49,70

C.P.

33,33

C.P.

50,00

C.P.

50,00

C.P.

SAS Port de Tanger Société par Actions Simplifiée Unipersonelle

33,33

Soci terzi

66,67

Snamprogetti Netherlands BV

50,00

Soci Terzi

50,00

Snamprogetti France Sarl

50,00

Soci Terzi

50,00

Starstroi Limited Liability Company

Krasnodar (Federazione Russa) RUB

7.699.490

Starstroi – Security sarl

99,00

Soci terzi

1,00

Saipem sa

50,00

Soci terzi

50,00

(*) Metodo di consolidamento o criterio di valutazione

Capitale Sociale

100.000

% Consolidata di pertinenza Saipem

Valuta

Mosca (Federazione Russa) RUB

% Possesso

Sede Legale

SSS – Capital Limited Liability Company

Soci

Ragione Sociale

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

P.N. 50,00

C.P.

Starstroi – Sakhalin – Bezopasnost sarl

Yuzhno (Federazione Russa) RUB

300.000

Starstroi – Security sarl

100,0

P.N.

Starstroi – Security sarl

Krasnodar (Federazione Russa) RUB

300.000

Starstroi Limited Liability Company

100,0

P.N.

T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto Internacional sa

Luanda (Angola)

Petromar Lda

35,00

P.N.

Soci Terzi

65,00

Tchad Cameroon Maintenance BV Technip – Zachry – Saipem LNG LP Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais sa

Schiedam (Paesi Bassi) Houston (USA)

AOA EUR USD

Linda a Velha Oeiras (Portogallo) EUR

9.000.000 18.000 5.000 700.000

Topsoe Fuel Cell AS

Lyngby (Danimarca)

DKK

15.000.000

TSKJ II – Construções Internacionais Sociedade Unipessoal Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

TSKJ – Nigeria Ltd

Lagos (Nigeria)

NGN

50.000.000

TSKJ – Servicoes de Engenharia Lda

Funchal (Portogallo)

EUR

5.000

Saipem sa

40,00

Soci terzi

60,00

TZS LLC (NV)

99,00

TZS LLC (TX)

1,00

Saipem sa

42,50

Soci terzi

57,50

Haldor Topsoe AS

Tss Dalia Snc TZS LLC (NV) TZS LLC (TX) Upstream Constructors International FZCO

Wilmington (USA) Courbervoie (Francia) Reno (USA) San Antonio (USA)

USD EUR USD USD

Jebel Ali (Emirati Arabi Uniti) AED

1.000 0,1 10.000 5.000 600.000

20,00

C.P. P.N.

100,00

Co.

TSKJ – Servicoes de Engenharia Lda 100,00

Co.

TSKJ II – Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda

TSKJ – US LLC

P.N.

100,00

Co.

Snamprogetti Netherlands BV

25,00

P.N.

Soci Terzi

75,00

Snamprogetti USA Inc

25,00

Soci Terzi

75,00

Saipem sa

27,50

Soci terzi

72,50

Saipem America Inc

20,00

Soci Terzi

80,00

Saipem America Inc

20,00

Soci Terzi

80,00

Saibos Construções Maritimas Lda

50,00

Soci terzi

50,00

P.N. 27,50

C.P.

20,00

C.P.

20,00

C.P.

50,00

C.P.

(*) C.I. = consolidamento integrale; C.P. = consolidamento proporzionale; P.N. valutazione al patrimonio netto; Co. = valutazione al costo. (**) società in liquidazione. (***) società non operativa nell’esercizio.

Le società partecipate sono 180 di cui: 83 consolidate con il metodo integrale, 35 con il metodo proporzionale, 43 valutate con il metodo del patrimonio netto e 19 valutate al costo.

83

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

Acquisizione del Gruppo Snamprogetti In data 27 marzo 2006, Saipem Project SpA ha acquistato da Eni SpA il 100% della partecipazione detenuta in Snamprogetti SpA e conseguentemente delle partecipazioni da essa detenute che vengono qui di seguito elencate in base al criterio di consolidamento: — società consolidate con il metodo integrale: Engineering & Management Services SpA, Snamprogetti Sud SpA, Andromeda Consultoria Tecnica e Rapresentações Ltda, Snamprogetti Canada Inc, Snamprogetti France Sarl, Snamprogetti Ltd, Snamprogetti Lummus Gas Ltd, Snamprogetti USA Inc, Snamprogetti Netherlands BV, Snamprogetti Saudi Arabia Ltd, Snamprogetti Management Services SA; — società consolidate con il metodo proporzionale: ASG Scarl, CEPAV (Consorzio Eni per L’Alta Velocità) Uno, Charville–Consultores e Serviços Lda, CMS & A WLL, Consorzio Snamprogetti ABB LG Chemicals, Haldor Topsoe AS, Mangrove Gas Netherland BV, Modena Scarl, Rodano Consortile Scarl, RPCO Enterprises Ltd, Southern Gas Constructors Ltd, SPF–TKP Omifpro Snc, SP–TKP Fertilizer Srl; — società consolidate con il metodo del patrimonio netto: CEPAV (Consorzio Eni per L’Alta Velocità) Due, Consorzio Ras–Realizzazioni Attraversamenti Sotterranei, Snamprogetti Africa (Nigeria) Ltd, Snamprogetti Engineering BV, Snamprogetti Kazakhstan LLP, Snamprogetti Romania Srl, Consorzio Controlli Integrati in Agricoltura, Bormida 2005 Scarl, Consorzio Bonifica Aree e Siti inquinati, Consorzio UMA, ITA–Consorzio Italiano per il Telerilevamento dell’Ambiente e dell’Agricoltura, TSKJ Italia Srl, Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC, Fertlizantes Nitrogenados de Oriente SA, Kellog Brown & Root–Snamprogetti LTD, LNG–Serviços e Gestão de Projectos Lda, TSKJ–Servicoes de Engenharia Lda, TSKJ–US LLC; — società consolidate con il metodo del costo: Bonny Project Management Co. Ltd, Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela CEC, Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela Srl, Haldor Topsoe Inc USA, Haldor Topsoe Int AS, Topsoe Fuel Cell AS, TSKJ II–Construções Internacionais, Sociedade Unipessoal, Lda, TSKJ Nigeria Ltd. L’acquisizione di Snamprogetti SpA ha comportato il consolidamento della seguente situazione esistente alla data di acquisto (31 marzo 2006): (milioni di €)

Attività immateriali Attività materiali

6 91

Capitale e riserve Fondi per rischi e oneri

240 42

Partecipazioni

114

Fondi per benefici ai dipendenti

Rimanenze

524

Passività finanziarie

61

Crediti

936

Debiti commerciali e altri debiti

Disponibilità

484

Altre passività

88

Totale attivo

2.155

Totale passivo

2.155

100 1.624

La situazione semestrale recepisce gli effetti associati al consolidamento di Snamprogetti a decorrere dal 1° aprile 2006, data di assunzione del controllo da parte di Saipem. L’acquisizione ha comportato un esborso complessivo pari a 682 milioni di euro. L’operazione in esame si configura come una “business combination under common control” ed è pertanto esclusa dall’ambito di applicazione dell’IFRS 3. Si è quindi reso necessario, coerentemente con quanto previsto dai paragrafi 10, 11 e 12 dello IAS 8, sviluppare e applicare un criterio contabile che fosse ritenuto dalla Direzione Aziendale rilevante, attendibile, atto a rappresentare la sostanza della transazione e prudente. Nell’esercitare tale giudizio si è tenuto conto sia delle disposizioni e dei criteri contenuti negli IFRS che di quanto previsto da altri principi contabili in quanto non configgenti. Il criterio contabile così definito è rappresentato dalla contabilizzazione dei saldi acquisiti in continuità di valori rispetto a quanto precedentemente iscritto nel bilancio consolidato di Eni SpA; il maggior prezzo pagato rispetto al Patrimonio Netto contabile al 31 marzo 2006 di Snamprogetti SpA, pari a 440 milioni di euro, è stato portato a decremento del Patrimonio Netto del Gruppo Saipem.

84

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

La situazione contabile consolidata di Snamprogetti e delle sue controllate alla data del 30 giugno 2006 (comprensiva del conto economico relativo al periodo 1 aprile – 30 giugno 2006) recepita nel consolidato del Gruppo Saipem è la seguente: SITUAZIONE PATRIMONIALE (milioni di €)

Attività immateriali Attività materiali

6 89

Capitale e riserve Fondi per rischi e oneri

Partecipazioni

111

Fondi per benefici ai dipendenti

Rimanenze

550

Passività finanziarie

Crediti

1.290

Debiti commerciali e altri debiti

262 61 60 172 1.913

Disponibilità

653

Altre passività

231

Totale attivo

2.699

Totale passivo

2.699

CONTO ECONOMICO (II trimestre) (milioni di €)

Ricavi della gestione caratteristica Costi operativi

721 (691)

Margine Operativo Lordo

30

Ammortamenti

(6)

Utile operativo

24

Gestione finanziaria e delle partecipazioni Utile prima delle imposte Imposte sul reddito Utile netto

3 27 (13) 14

Altre variazioni dell’area di consolidamento Le variazioni nell’area di consolidamento, rispetto al bilancio consolidato al 31 dicembre 2005, sono esposte nel seguito in ordine di accadimento: Costituzioni, dismissioni, liquidazioni, cambiamenti nel criterio di consolidamento: - in data 1 gennaio 2006 la società Mipact – Consultores e Serviços Lda ha cambiato la denominazione sociale in Moss Mosvold II Management Lda; - in data 14 febbraio 2006 è stata costituita la società, di diritto canadese, CENMC Canada Inc che viene consolidata con il metodo integrale; - in data 1 marzo 2006 la società Camom Turbines Services sa precedentemente posta in liquidazione è stata cancellata dal Registro delle Imprese; - in data 7 marzo 2006 è stata costituita la società, di diritto italiano, Saipem Project SpA che viene consolidata con il metodo integrale; - in data 14 marzo 2006 la società Consorzio SaiTre consolidata con il metodo del costo è stata cancellata dal registro delle imprese; - in data 27 marzo 2006 la società SB Construction and Maritime Services BV consolidata con il metodo integrale è stata posta in liquidazione e cancellata dal Registro delle Imprese in data 29 giugno 2006; - in data 12 maggio 2006 è stata costituita la società, di diritto angolano, T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto Internacional sa che viene consolidata con il metodo del patrimonio netto. Altre acquisizioni: - in data 20 aprile 2006 è stato acquistato da terzi il 100% del capitale sociale della società di diritto kazaco, North Caspian Service Company Limited Liability Parternship che viene consolidata con il metodo integrale; - in data 29 giugno 2006 è stato acquistato da Eni SpA il 50% del capitale della società Energy Maintenance Services SpA che pertanto al 30 giugno 2006 risulta interamente posseduta da Saipem SpA.

85

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A R E A D I C O N S O L I DA M E N TO

Le informazioni richieste dallo IAS 31 relative ai dati contabili delle imprese a controllo congiunto consolidate con il metodo dell’integrazione proporzionale sono riportate alla nota 39. Variazione valuta funzionale Nel primo semestre 2006 non vi sono state variazioni nelle monete funzionali utilizzate dalle società incluse nell’area di consolidamento.

86

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006

Note alla situazione contabile consolidata

87

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Attività correnti 1

Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.361 milioni di euro (877 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si incrementano di 484 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente principalmente a seguito del consolidamento delle disponibilità in essere presso la Snamprogetti e le sue controllate. Le disponibilità liquide di fine periodo, denominate in euro per il 83%, in dollari per il 13% e in altre valute per l’4%, hanno trovato remunerazione ad un tasso medio dell’ 1,55% e sono riferibili per 646 milioni di euro a depositi presso società finanziarie del Gruppo Eni, di cui 280 milioni di euro riferibili a Snamprogetti. Le disponibilità liquide ed equivalenti non comprendono crediti finanziari e titoli esigibili entro 90 giorni. Le disponibilità esistenti al 30 giugno 2006 sono riconducibili alla Capogruppo e ad altre società del Gruppo con la seguente ripartizione per area geografica (con riferimento al paese in cui è domiciliato il rapporto finanziario): (milioni di €)

Italia

533

Resto d’Europa

459

C.S.I.

15

Resto Asia

81

Nord Africa

8

Africa Occidentale

113

America

152

Totale

1.361

Le disponibilità liquide riguardanti il consolidamento della Snamprogetti e delle sue controllate sono pari a 653 milioni di euro. 2

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita.

La voce ammonta a 4 milioni di euro e si riferisce esclusivamente ad attività finanziarie disponibili per la vendita (2 milioni di euro) e titoli emessi dallo Stato italiano (2 milioni di euro) rinvenienti dall’inserimento nel campo di consolidamento della Snamprogetti.

3

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti di 2.868 milioni di euro (1.523 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Crediti commerciali Crediti finanziari Altri crediti Totale

88

1.265

30.06.2006

2.560

17

12

241

296

1.523

2.868

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 82 milioni di euro (56 milioni di euro al 31 dicembre 2005):

Crediti finanziari

31.12.2005

Accantonamenti

Utilizzazioni

Differenze di cambio da conversione

Altre variazioni

30.06.2006

Crediti commerciali

(milioni di €)

40

2

–

–

22

64

–

–

–

–

–

–

Altri crediti

16

–

–

–

2

18

Totale

56

2

–

–

24

82

I crediti commerciali di 2.560 milioni di euro aumentano di 1.295 milioni di euro per effetto, principalmente, del consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate (1.254 milioni di euro). I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per lavori in corso su ordinazione per 4 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2005). I crediti commerciali verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 621 milioni di euro (231 milioni di euro al 31 dicembre 2005) di cui 142 milioni di euro (72 milioni di euro al 31 dicembre 2005) verso controllanti (Eni Corporate e le sue divisioni). I crediti finanziari di 12 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano, principalmente, il credito finanziario di circolante, non strumentale all’attività operativa, vantato dalla Capogruppo verso il consorzio Cepav Due. I crediti verso imprese a controllo congiunto, per la parte non consolidata, sono di seguito analizzati: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Lipardiz – Construção de Estruturas Maritimas, Unipessoal Lda

9

9

Bos Shelf Ltd

–

3

Consorzio Cepav Uno

–

13

RPCO

–

14

Consorzio SP - ABB

–

2

Modena Scarl

–

9

A.S.G. Scarl

–

60

Rodano Scarl

–

23

SP – TKP Fertiliser

–

2

SPF – TKP Omifpro Snc

–

5

Charville Lda

–

12

Mangrove Gas Netherland BV

–

182

Haldor Topsoe AS

–

2

Totale

9

336

89

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Gli altri crediti di 296 milioni di euro (241 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Crediti verso: - compagnie di assicurazione

28

2

- personale

16

33

- amministrazione finanziaria estera diversi da crediti tributari

9

1

- istituti di previdenza e di sicurezza sociale

6

2

- amministrazioni pubbliche non finanziarie

1

–

- consulenti e professionisti

–

3

Crediti verso società del Gruppo Eni

2

2

Acconti per servizi

84

152

Crediti verso JV

63

51

Depositi cauzionali

4

9

Cambiali attive

8

9

20

32

241

296

Altri crediti Totale

Gli altri crediti di Snamprogetti e delle sue controllate sono pari a 65 milioni di euro. Gli altri crediti includono crediti verso il Gruppo Eni per 2 milioni di euro (2 milioni al 31 dicembre 2005). I crediti verso parti correlate sono indicati nella nota 39. 4

Rimanenze

Le rimanenze di 978 milioni di euro (490 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

31.12.2005

Materie prime, sussidiarie e di consumo Lavori in corso su ordinazione Acconti per rimanenze Totale

Totale

Altre

Lavori in corso su ordinazione

Totale

Altre

Lavori in corso su ordinazione

(milioni di €)

30.06.2006

–

186

186

–

256

256

304

–

304

486

–

486

–

–

–

–

236

236

304

186

490

486

492

978

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 3 milioni di euro:

30.06.2006

Altre variazioni

Utilizzazioni

Accantonamenti

31.12.2005

(milioni di €)

Fondo svalutazione rimanenze

3

–

–

–

3

Totale

3

–

–

–

3

I lavori in corso su ordinazione di 486 milioni di euro (304 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprendono ammontari relativi a richieste di corrispettivi non ancora formalmente accettati dalle committenti ma ritenuti probabili e determinati in modo ragionevole. Gli acconti per rimanenze di 236 milioni di euro si riferiscono agli anticipi versati a fornitori terzi per acquisti di materiale e per prestazioni di servizi a fronte di lavori in corso su ordinazione con tempo di esecuzione pluriennale e riguardano il consolidamento della Snamprogetti e delle sue controllate. Le rimanenze afferenti Snamprogetti e le sue controllate ammontano complessivamente a 550 milioni di euro. I lavori in corso verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 9 milioni di euro (43 milioni al 31 dicembre 2005). 90

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

5

Attività per imposte correnti

Le attività per imposte correnti di 149 milioni di euro (122 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

- Amministrazione finanziaria italiana:

41

58

. per crediti Iva

36

36

. per crediti di imposta sul reddito

3

3

. per altri rapporti

2

19

- Amministrazioni finanziarie estere

81

91

. per crediti Iva

43

33

. per crediti di imposta sul reddito

32

57

. per altri rapporti Totale

6

1

122

149

L’incremento delle attività per imposte correnti di 27 milioni di euro è principalmente riconducibile a crediti vantati da società controllate estere del Gruppo nei confronti delle autorità fiscali locali (91 milioni di euro) e a crediti verso il fisco italiano per IVA (36 milioni di euro). Le attività per imposte correnti riconducibili alla Snamprogetti sono pari a 17 milioni di euro.

6

Altre attività

Le altre attività di 248 milioni di euro (89 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Fair value su contratti derivati non qualificati di copertura Fair value su contratti derivati qualificati di copertura

30.06.2006

6

20

17

135

Altre attività

66

93

Totale

89

248

Al 30 giugno 2006, la valutazione del fair value su contratti derivati ha evidenziato un plus valore pari a 107 milioni di euro, per la parte riconducibile al Gruppo Saipem “stand alone” (al 31 dicembre 2005 il fair value attivo su contratti derivati ammontava a 23 milioni di euro) ed un plus valore pari a 48 milioni di euro per la quota riferita a Snamprogetti. L’analisi complessiva delle attività e delle passività relative al calcolo del fair value su contratti derivati è indicata alla nota 16 “Altre passività”. Le altre attività ammontano al 30 giugno 2006 a 93 milioni di euro, con un incremento di 27 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente e sono costituite da: risconti attivi per prestazioni di servizi anticipate per 32 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2005), per premi assicurativi per 4 milioni di euro (15 milioni di euro al 31 dicembre 2005), per affitti e locazioni di stabili adibiti ad uffici per 7 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e da altri ratei per 50 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2005). I ratei e risconti attivi riconducibili alla Snamprogetti sono pari a 9 milioni di euro. I risconti attivi verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 2 milioni di euro (13 milioni di euro al 31 dicembre 2005).

91

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Attività non correnti 7

Immobili, impianti e macchinari

Terreni Fabbricati Impianti e macchinario

Fondo ammortamento

Saldo finale lordo

Saldo finale netto

Altre variazioni

Differenze cambio da conversione

Variazione area di consolidamento

Ammortamenti e svalutazioni

(milioni di €)

Investimenti

Saldo iniziale netto

Gli Immobili, impianti e macchinari di 2.117 milioni di euro (1.903 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

5

9

–

1

–

1

16

16

–

82

2

(9)

36

(3)

4

112

246

134

1.522

54

(71)

46

(8)

60

1.603

3.464

1.861

Attrezzature industriali e commerciali

27

10

(11)

2

(1)

(2)

25

327

302

Altri beni

18

6

(8)

10

(1)

3

28

137

109

249

148

–

4

1

(69)

333

333

–

1.903

229

99

(12)

(3)

2.117

4.523

2.406

Immobilizzazioni in corso e acconti Totale

(99)

I mezzi navali destinati alle attività di Offshore e Perforazioni Mare sono compresi nella voce “impianti e macchinari”. Gli investimenti del periodo di 229 milioni di euro (137 milioni di euro nel primo semestre 2005) sono riferiti principalmente alle attività Offshore (184 milioni di euro), Onshore (17 milioni di euro), Perforazioni Mare (20 milioni di euro) e Perforazioni Terra (8 milioni di euro). In particolare, gli investimenti più rilevanti effettuati nel periodo sono stati: - le attività di conversione di una nave cisterna in un’unità FPSO destinata ad operare in Brasile nel campo Petrobras di Golfinho 2 (91 milioni di euro); - il mantenimento e l’upgrading del parco mezzi esistente (60 milioni di euro); - l’acquisto di mezzi e strutture necessarie per l’esecuzione del progetto nell’area Kashagan in Kazakhstan (44 milioni di euro); - gli investimenti di potenziamento delle strutture operative in Kazakhstan e nel West Africa (30 milioni di euro); - gli investimenti tecnici effettuati da Snamprogetti per 4 milioni di euro. Gli oneri finanziari capitalizzati nel semestre, determinati adottando il tasso di interesse medio del 6%, ammontano a 2 milioni di euro. I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli: (milioni di €)

%

Fabbricati

2,50

Impianti e macchinari

7,00

25,00

Attrezzature industriali e commerciali

3,75

67,00

12,00

20,00

Altri beni

12,50

Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro di (12) milioni di euro si riferiscono principalmente a imprese con bilanci denominati in dollari USA. Gli immobili, impianti e macchinari completamente ammortizzati ancora in uso ammontano a 94 milioni di euro (130 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e riguardano principalmente attrezzature industriali acquistate per progetti specifici e interamente ammortizzate durante il periodo di esecuzione degli stessi. I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a 3 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2005). Il totale degli impegni su investimenti in corso di esecuzione alla data del 30 giugno 2006 ammonta a 236 milioni di euro. Sugli immobili, impianti e macchinari non sono costituite ipoteche, garanzie reali o altri vincoli.

92

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono beni condotti in locazione finanziaria per 40 milioni di euro riferiti principalmente al contratto di locazione finanziaria per l’utilizzo della piattaforma per le perforazioni in acque profonde Scarabeo 5. Il valore al 30 giugno 2006 dei mezzi in leasing viene analizzato come segue:

8

Da 1 a 2 anni

Da 2 a 5 anni

Tasso medio

Totale

Deposito residuo al 30 giugno 2006

Impianti di perforazione terra

Canone

Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5

Valore al 30 giugno 2006

Oggetto del leasing

Valore al 31 dicembre 2005

(milioni di €)

40

38

2

9

9

–

3,125

3

2

–

2

2

–

3,840

43

40

2

11

11

–

–

Attività immateriali

Le attività immateriali di 842 milioni di euro (837 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

Investimenti

Variazione area di consolidamento

Altre variazioni

Saldo finale netto

Saldo finale lordo

Fondo ammortamento

6

–

(1)

–

–

5

10

5 119

Ammortamenti e svalutazioni

Saldo iniziale netto

(milioni di €)

Attività immateriali a vita utile definita - Costi di sviluppo - Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione 6

2

(3)

3

(3)

5

124

- Immobilizzazioni in corso e acconti

delle opere di ingegno

2

–

–

–

–

2

2

–

- Altre immobilizzazioni immateriali

–

–

–

1

2

3

26

23

Attività immateriali a vita utile indefinita - Avviamento

823

–

–

3

1

827

827

–

Totale

837

2

(4)

7

–

842

989

147

I costi di sviluppo di 5 milioni di euro riguardano essenzialmente l’implementazione di software ed attrezzature finalizzate al potenziamento dell’attività operativa in alto fondale (6 milioni di euro nell’esercizio 2005). I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno di 5 milioni di euro comprendono principalmente i costi sostenuti per l’implementazione e la personalizzazione di moduli SAP. I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli: (milioni di €)

%

Costi di sviluppo Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere di ingegno

20,00

20,00

6,66

7,50

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili (inclusi nei “diritti di brevetto”)

20,00

20,00

Altre immobilizzazioni immateriali

20,00

33,00

L’avviamento di 827 milioni di euro si riferisce alla differenza fra il prezzo di acquisto, comprensivo degli oneri accessori, ed il patrimonio netto di Saipem sa (783 milioni di euro), di Sofresid sa (21 milioni di euro), del Gruppo Moss Maritime (16 milioni di euro), di Haldor Topsoe A/S (3 milioni di euro), di S.I.P.S. (2 milioni di euro) e di Saipem Energy International SpA (2 milioni di euro). Ai fini della determinazione del valore recuperabile l’avviamento, a seguito della riorganizzazione delle business unit e della conseguente ridefinizione dei segmenti delle attività derivante dall’acquisizione di Snamprogetti, risulta attual-

93

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

mente allocato alle seguenti cash generating unit: (milioni di €)

30.06.2006

- Offshore

415

- Onshore

412

Totale

827

Il valore recuperabile delle cash generating unit è determinato sulla base dei flussi di cassa attesi stimati partendo dai valori del Piano strategico quadriennale, applicando tassi di attualizzazione che riflettono le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività e tassi di crescita terminali in linea con il livello d’inflazione implicito nei tassi di attualizzazione.

9

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 140 milioni di euro (38 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

Altre variazioni

Differenze cambio da conversione

Variazione area di consolidamento

Decremento per dividendi

2

–

–

–

–

Partecipazioni in imprese collegate

36

–

23

(2)

(21)

109

(7)

(2)

136

Totale

38

–

23

(2)

(21)

111

(7)

(2)

140

Partecipazioni in imprese controllate

–

–

2

Valore finale netto

Acquisizioni e sottoscrizioni

Minusvalenze da valutazione al patrimonio netto

Valore iniziale netto

Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto

(milioni di €)

4

Il provento da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 23 milioni di euro riguarda principalmente Gaztransport et Technigaz sas (13 milioni di euro), TSKJ Italia Srl (4 milioni di euro) e Fertilizantes Nitrogenados de Oriente Cec (3 milioni di euro). I decrementi per dividendi di 21 milioni di euro riguardano principalmente Gaztransport et Technigaz sas (18 milioni di euro) e Doris Engineering sa (1 milione di euro). Le variazioni dell’area di consolidamento sono dovute esclusivamente all’inserimento delle partecipazioni rinvenienti dal consolidamento di Snamprogetti al 30 giugno 2006.

94

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Il valore di iscrizione netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:

Conception Maintenance Petrochimique de l’Ouest

Valore netto al 31 dicembre 2005

Valore netto al 30 giugno 2006

Saipem Logistics Services Ltd

Partecipazione del Gruppo %

(milioni di €)

100,00

1

1

99,97

1

1

Snamprogetti Engineering BV

100,00

–

1

Snamprogetti Romania Srl

100,00

Totale controllate

–

1

2

4

Doris Engineering sa

40,00

7

8

Gaztransport et Technigaz Sas

30,00

20

15

Kwanda Suporto Logistico Lda

40,00

2

3

Tchad Cameroon Maintenance BV

40,00

4

4

Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC

20,00

–

90

TSKJ-Serviços de Engenharia Lda

25,00

–

14

Tecnoprojecto Intern. Projectos e Realiz. Indus. sa

42,50

–

1

Starstroi – Security sarl

50,00

–

1

Altre partecipazioni minoritarie

–

Totale collegate

3

–

36

136

Il fondo copertura perdite, compreso nel fondo per rischi e oneri, di 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguarda essenzialmente partecipazioni detenute da Saipem sa. Le partecipazioni in imprese controllate e collegate al 30 giugno 2006 sono dettagliate nell’Area di Consolidamento.

10

Altre partecipazioni

Le altre partecipazioni di 9 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

Acquisizioni e sottoscrizioni

Rivalutazioni

Svalutazioni

Altre variazioni

Valore netto al 30.06.2006

Differenze cambio da conversione

Valore netto al 31.12.2005

Variazione area di consolidamento

(milioni di €)

Partecipazioni in imprese collegate

4

–

–

–

–

–

–

4

Partecipazioni in altre imprese

–

–

–

–

5

–

–

5

Totale

4

–

–

–

5

–

–

9

La voce partecipazioni in imprese collegate si riferisce alla società Rosfin Srl. La variazione dell’area di consolidamento è movimentata esclusivamente dall’inserimento delle partecipazioni rinvenienti dal consolidamento della Snamprogetti al 30 giugno 2006 ed in particolare si riferisce alle società Chambal Fertilisers and Chemicals Ltd (4 milioni di euro) e Nagarjuna Fertilisers and Chemicals Ltd (1 milione di euro). Le partecipazioni in imprese controllate e collegate al 30 giugno 2006 sono indicate nell’Area di Consolidamento.

11

Attività per imposte anticipate

Le attività per imposte anticipate ammontano a 33 milioni di euro (68 milioni di euro al 31 dicembre 2005). L’analisi relativa è sviluppata nella nota 20.

95

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

12

Altre attività

Le altre attività di 19 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Crediti commerciali

30.06.2006

6

6

Altri crediti

11

13

Totale

17

19

I crediti commerciali sono costituiti da ritenute a garanzia per contratti a realizzazione pluriennale. Gli altri crediti si riferiscono, principalmente, a contribuzioni erogate in forza di vincoli normativi locali ad enti statali e destinati ad essere rimborsati alla società erogante per un periodo stabilito di tempo (venti anni) per 3 milioni di euro, a crediti per imposta sul reddito vantati da una controllata estera verso l’amministrazione finanziaria locale per 6 milioni di euro e a crediti cambiari che maturano interessi al tasso medio ponderato del 4,21% annuo, per 1 milione di euro.

Passività correnti 13

Passività finanziarie a breve termine

Le passività finanziarie a breve termine di 2.089 milioni di euro (1.192 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Banche

30.06.2006

50

154

Altri finanziatori

1.142

1.935

Totale

1.192

2.089

Le passività finanziarie a breve termine aumentano di 897 milioni di euro principalmente a causa dell’inserimento nel campo di consolidamento di Snamprogetti e per effetto del maggior fabbisogno finanziario necessario per l’attuazione del programma di investimenti previsto nel periodo. Le quote a breve di passività finanziarie a lungo termine di 203 milioni di euro (230 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono commentate alla nota 17 “Passività finanziarie a lungo termine”.

96

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

L’analisi delle passività finanziarie a breve termine per erogante, per valuta e tasso di interesse medio è la seguente:

31.12.2005

Tasso % a

Tasso % da

Importo

Tasso % a

Tasso % da

Importo

Valuta

Società erogante

(milioni di €)

30.06.2006

Enifin SpA

Euro

728

2,326

2,338

1.503

2,625

Enifin SpA

Dollari USA

5

3,738

–

22

5,620

–

Enifin SpA

Yen Giappone

–

–

–

12

0,210

–

Eni Coordination Center sa

Euro

162

2,369

–

260

2,742

2,929

Eni Coordination Center sa

Dollaro USA

54

3,809

4,871

44

5,051

5,239

Eni Coordination Center sa

Corona norvegese

4

–

2,313

4

2,650

2,838

Eni Coordination Center sa

Franco svizzero

4

–

0,888

–

–

–

Eni Coordination Center sa

Dollaro Australiano

2

2,569

–

–

–

–

Eni Coordination Center sa

Lire Sterline

–

–

–

56

4,500

4,688

Eni International Bank

Dollaro USA

55

3,621

3,871

–

–

–

Eni International Bank

Saudi Ryals

32

3,942

–

34

5,102

5,290

Terzi

Euro

18

0,548

2,182

21

3,651

–

Terzi

Dollaro USA

70

3,854

4,621

73

5,282

5,899

Terzi

Altre

58

10,100

19,100

60

4,500

14,500

Totale

14

1.192

2,828

2.089

Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e altri debiti di 3.811 milioni di euro (2.005 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Debiti commerciali Acconti e anticipi Altri debiti Totale

30.06.2006

1.129

2.040

659

1.484

217

287

2.005

3.811

I debiti commerciali di 2.040 milioni di euro aumentano di 911 milioni di euro a causa dell’aumentato volume di attività del Gruppo combinato all’effetto dell’acquisizione del Gruppo Snamprogetti. I debiti commerciali verso controllanti (Eni Corporate e le sue divisioni) ammontano a 32 milioni di euro (10 milioni al 31 dicembre 2005). Gli acconti e anticipi di 1.484 milioni di euro (659 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano principalmente “rettifiche di ricavi fatturati su commesse pluriennali al fine di rispettare il principio della competenza economica e temporale, in applicazione del criterio di valutazione in base ai corrispettivi contrattuali maturati” per 1.287 milioni di euro (402 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e altri anticipi ricevuti dalla Capogruppo e da alcune controllate estere a fronte di contratti in corso di esecuzione per 197 milioni di euro (157 milioni di euro al 31 dicembre 2005).

97

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

I debiti commerciali verso società del Gruppo Eni ammontano a 132 milioni di euro (23 milioni di euro al 31 dicembre 2005). I debiti verso imprese a controllo congiunto, per la parte non consolidata, sono di seguito analizzati: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Bos Shelf Ltd

–

2

Consorzio Cepav Uno

–

110

RPCO

–

6

Modena Scarl

–

1

A.S.G. Scarl

–

3

Rodano Scarl

–

1

CMS & A WLL

–

18

SP – TKP Fertiliser

–

4

SPF – TKP Omifpro Snc

–

2

Charville Lda

–

186

Mangrove

–

12

Totale

–

345

Gli altri debiti di 287 milioni di euro (217 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Debiti verso: - personale

73

101

- partner in joint venture

38

10

- istituti di previdenza e di sicurezza sociale

42

70

8

18

- creditori diversi per acconti

–

19

- consulenti e professionisti

2

1

- società di factoring

–

15

- agenti

1

4

- compagnie di assicurazione

Altri debiti rappresentati da titoli di credito

16

–

Altri debiti

37

49

217

287

Totale

Gli altri debiti verso società del Gruppo Eni ammontano a 18 milioni di euro (5 milioni di euro al 31 dicembre 2005). I debiti verso parti correlate sono indicati nella nota 39.

15

Passività per imposte correnti

Le passività per imposte correnti di 127 milioni di euro (140 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Imposte sul reddito

71

Altre imposte e tasse

69

80

140

127

Totale

47

Le passività per imposte correnti ammontano a 127 milioni di euro con una riduzione di 13 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Le imposte sul reddito diminuiscono di 24 milioni di euro per effetto del ripagamento, nel semestre, di debiti per imposte pregresse. La voce “Altre imposte e tasse” riguarda debiti verso le amministrazioni locali per IVA (29 milioni di euro), per ritenute da versare (33 milioni di euro) e per altri rapporti (18 milioni di euro). L’ammontare delle passività per imposte correnti riconducibile al Gruppo Snamprogetti è pari a 22 milioni di euro, di cui 98

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

11 milioni di euro rappresentati da imposte sul reddito e 11 milioni di euro da altre imposte e tasse.

16

Altre passività

Le altre passività di 274 milioni di euro (66 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Fair value su contratti derivati non qualificati di copertura

22

Fair value su contratti derivati qualificati di copertura

38

94

6

154

66

274

Altre passività Totale

26

Il fair value su contratti derivati di 120 milioni di euro riguarda contratti stipulati al fine di ridurre l’esposizione ai rischi di mercato connessa alle fluttuazioni dei rapporti di cambio tra le diverse valute nelle quali sono espresse le operazioni commerciali. (milioni di €)

01.01.2005

Iscrizione fair value attivo su contratti derivati

30.06.2006

23

155

Iscrizione fair value passivo su contratti derivati

(60)

(120)

Storno ratei e risconti su differenze cambio su derivati

(31)

–

Totale

(68)

35

Il fair value passivo è riconducibile per 56 milioni di euro alla Saipem “stand alone” e per 64 milioni di euro alla Snamprogetti. Le variazioni dei fair value dei contratti derivati di copertura rilevate alla voce “Altre riserve” del patrimonio netto ammontano a 68 milioni di euro. Il fair value dei contratti derivati di copertura riguarda essenzialmente transazioni future il cui realizzo è previsto entro 12 mesi. Gli impegni relativi ai contratti derivati ammontano a 8.695 milioni di euro (5.949 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e riguardano impegni su valute per 8.267 milioni di euro (fair value positivo per 34 milioni di euro), su tassi di interesse per 400 milioni di euro (fair value negativo per 1 milione di euro) e su merci per 28 milioni di euro (fair value positivo di 1 milione di euro). Le altre passività ammontano a 154 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e includono principalmente debiti per cessione di crediti pro-solvendo a società di factoring per 139 milioni di euro, canoni di affitto per 1 milione di euro, commissioni su fidejussioni ricevute per 1 milione di euro e altri ratei e risconti per 13 milioni di euro. Le altre passività riconducibili al Gruppo Snamprogetti sono pari a 141 milioni di euro. Le altre passività verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 16 milioni di euro (12 milioni di euro al 31 dicembre 2005).

99

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Nella tabella seguente sono riportate le informazioni relative al fair value degli strumenti derivati per tipologia di contratto: Fair value passivo 30.06.2006

Fair value attivo 30.06.2006

(milioni di €)

1) Contratti derivati qualificati di copertura Contratti su tassi di interesse - interest rate swap

–

1

- acquisti

1

78

- vendite

134

16

Totale

135

94

- acquisti

2

48

- vendite

52

(5)

Totale

54

43

Contratti a termine (componente SPOT)

2) Contratti derivati non qualificati di copertura (componente SPOT) Contratti a termine

3) Contratti derivati (componente FORWARD) Contratti a termine - acquisti

–

(26)

- vendite

(35)

9

Totale

(35)

(17)

4) Contratti derivati non qualificati di copertura Contratti a termine su merci Totale

1

–

155

121

Il dettaglio riporta in modo separato il fair value della componente spot e della componente forward dei contratti derivati su cambi in quanto la strategia di copertura adottata dal Gruppo ha previsto di designare unicamente come strumento di copertura il prezzo a pronti (differenza spot su spot) escludendo le variazioni dell’elemento interesse.

Passività non correnti 17

Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve di 820 milioni di euro (714 milioni di euro al 31 dicembre 2005), si analizzano come segue:

75

299

77

Totale

Quote a breve termine

374

31.12.2005

Banche

Quote a lungo termine

Totale

Quote a lungo termine

Quote a breve termine

(milioni di €)

30.06.2006

295

372

Altri finanziatori

155

185

340

126

322

448

Totale

230

484

714

203

617

820

100

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Sono di seguito evidenziate con le relative scadenze:

2006

1° sem. 2007

2° sem. 2007

2008

2009

2010

2006 - 2010

374

372

77

184

33

–

78

–

Altri finanziatori

2006 - 2011

340

448

126

36

3

77

1

205

714

820

203

220

36

77

79

205

Totale

Oltre

2005

Banche

Tipo

Scadenza

(milioni di €)

Le passività finanziarie a lungo termine di 617 milioni di euro aumentano di 133 milioni di euro per effetto principalmente dell’assunzione di nuovi debiti verso altri finanziatori ed alla riclassificazione a breve delle quote a lungo termine. Saipem ha stipulato con San Paolo IMI SpA e Interbanca SpA accordi di finanziamento rispettivamente per 180 milioni di euro (200 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e per 75 milioni di euro che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato. Saipem ha rispettato le condizioni concordate. L’analisi delle passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, per erogante e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse medio è la seguente:

31.12.2005

Tasso % a

Tasso % da

Importo

Tasso % a

Tasso % da

Importo

Importo

Valuta

Società erogante

(milioni di €)

30.06.2006

Enifin SpA

Euro

2006

150

2,562

–

100

2,667

–

Serleasing SpA

Euro

2008

10

3,124

–

9

3,600

3,840

Eni Coordination Center sa

Dollaro USA

2009

–

–

–

74

5,051

5,301

Terzi

Corona danese

2007

–

–

–

21

3,500

–

Terzi

Euro

2006 – 2010

372

2,380

3,425

339

3,010

3,201

Terzi

Dollaro USA

2007

19

3,871

4,621

34

5,051

6,051

Terzi

Lira Sterlina

2007 – 2011

147

6,053

–

233

6,053

–

Terzi

Rublo

2007

9

10,500

–

9

10,500

–

Enifin SpA (IRS)

Euro

2007

7

–

–

1

–

–

Totale

714

820

Non ci sono Passività finanziarie garantite da ipoteche e privilegi sui beni immobili di imprese consolidate, da pegni su titoli e da depositi. Il valore di mercato dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a 816 milioni di euro (651 milioni di euro al 31 dicembre 2005) ed è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione compresi tra i seguenti intervalli: %

2005

2006

Euro

2,49 – 3,20

3,06 – 3,975

Dollaro USA

4,48 – 4,87

5,56 – 5,67

Lira sterlina

4,57 – 4,62

4,83 – 5,15

101

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico finanziari” nella “Relazione sull’andamento della Gestione” è la seguente:

31.12.2005

A. Disponibilità liquide equivalenti B. Titoli disponibili per la vendita e da mantenere fino alla scadenza C. Liquidità (A+B) D. Crediti finanziari

Totale

Non correnti

Correnti

Totale

Non correnti

Correnti

(milioni di €)

30.06.2006

877

–

877

1.361

–

–

–

–

4

–

1.361 4

877

–

877

1.365

–

1.365

17

–

17

12

–

12

E. Passività finanziarie a breve termine verso banche

50

–

50

154

–

154

F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche

75

299

374

77

295

372

G. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate

1.046

–

1.046

1.935

–

1.935

H. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate

–

167

167

–

184

184 126

I. Altre passività finanziarie a breve termine

96

–

96

126

–

L. Altre passività finanziarie a lungo termine

155

18

173

–

138

138

1.422

484

1.906

2.292

617

2.909

528

484

1.012

915

617

1.532

M. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L) N. Indebitamento finanziario netto (-C-D+M)

L’indebitamento finanziario netto include la passività finanziaria relativa al contratto di IRS mentre non include il fair value su contratti derivati indicato nelle note 6 “Altre attività”, 16 “Altre passività” ed il debito verso società di factoring incluso nella voce altre passività. La voce titoli disponibili per la vendita e da mantenere fino alla scadenza di 4 milioni di euro, non strumentali all’attività operativa, si riferisce ad attività finanziarie disponibili per la vendita (2 milioni di euro) e titoli emessi dallo Stato italiano (2 milioni di euro) rinvenienti dall’inserimento nel campo di consolidamento della Snamprogetti. I crediti finanziari di 12 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005), non strumentali all’attività operativa, riguardano principalmente il credito finanziario vantato dalla Capogruppo verso il consorzio Cepav Due.

18

Fondi per rischi e oneri (milioni di €)

Saldo finale

Altre variazioni

Utilizzi

Saldo iniziale

Accantonamenti

I fondi per rischi e oneri di 103 milioni di euro (99 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:

31.12.2005 Fondo per imposte

23

3

(1)

2

27

Fondo rischi per contenziosi

8

3

(6)

3

8

Fondo copertura perdite di imprese partecipate

5

–

–

(3)

2

Fondo per esodi agevolati

1

–

(1)

–

Altri fondi

34

59

(30)

(1)

62

–

Totale

71

65

(38)

1

99

30

30.06.2006 Fondo per imposte

27

4

–

(1)

Fondo rischi per contenziosi

8

–

(1)

–

7

Fondo copertura perdite di imprese partecipate

2

–

–

–

2

Fondo per esodi agevolati

–

–

(1)

1

–

Altri fondi

62

6

(17)

13

64

Totale

99

10

(19)

13

103

102

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Il fondo per imposte di 30 milioni di euro si riferisce interamente a situazioni di contenzioso con le autorità fiscali di paesi esteri in corso, ovvero potenziali in considerazione dei risultati di recenti accertamenti che non hanno comunque definito tutti gli esercizi fiscali pendenti. Il fondo per imposte riconducibile alla Snamprogetti è pari a 1 milione di euro. Il fondo rischi per contenziosi ammonta a 7 milioni di euro e si riferisce interamente agli accantonamenti effettuati da una controllata estera e rappresenta la stima prudenziale di oneri derivanti da contenziosi in via di definizione. Il fondo copertura perdite di imprese partecipate di 2 milioni di euro accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate da Saipem sa. Gli altri fondi ammontano a 64 milioni di euro e si riferiscono principalmente alla stima di perdite previste su commesse pluriennali dei settori Offshore e Onshore. Con riferimento ai fondi per rischi ed oneri esistenti non si ritiene ragionevolmente possibile l’insorgenza di ulteriori passività di ammontare significativo in aggiunta a quanto già stanziato. Gli altri fondi riconducibili alla Snamprogetti ammontano a 25 milioni di euro.

103

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

19

Fondi per benefici ai dipendenti

I fondi per benefici riconosciuti ai dipendenti del Gruppo Saipem riguardano indennità di fine rapporto di lavoro, piani pensione con benefici commisurati prevalentemente alla retribuzione erogata nell’anno che precede il pensionamento e altri benefici a lungo termine. I fondi per indennità di fine rapporto di lavoro riguardano il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato (“TFR”) disciplinato dalla legislazione italiana all’art. 2120 del Codice Civile. L’indennità erogata sotto forma di capitale è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento della cessazione dello stesso. I fondi per piani pensione riguardano: - schemi pensionistici a prestazioni definite adottati da imprese di diritto non italiano presenti principalmente in Francia, nel Regno Unito e in Norvegia; - fondo trattamento di quiescenza e obblighi simili relativo a personale assunto all’estero per il quale si applica la normativa vigente nel paese in cui presta l’opera. La prestazione è una rendita determinata in base all’anzianità di servizio in azienda e alla retribuzione erogata durante l’ultimo anno di servizio oppure in base alla retribuzione annua media corrisposta in un periodo determinato e antecedente la cessazione del rapporto di lavoro. Gli altri benefici a lungo termine riguardano essenzialmente il Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (“FISDE”) e i premi di anzianità. L’ammontare della passività e del costo assistenziale relativo al FISDE viene determinato con riferimento al contributo che l’azienda versa a favore dei dirigenti in servizio e in pensione. I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e, per quanto riguarda l’Italia, sono erogati in natura. I fondi per benefici a lungo termine si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

TFR

35

Fondo pensione italia ed estero

40

54

5

14

Fisde Premi di anzianità Totale

83

8

8

88

159

Il fondo trattamento di fine rapporto riconducibile a Snamprogetti è pari a 42 milioni di euro. Il fondo pensione italia ed estero riconducibile a Snamprogetti è pari a 8 milioni di euro. Il fondo Integrativo Sanitario Dirigenti Aziende Gruppo Eni (FISDE) riconducibile a Snamprogetti è pari a 9 milioni di euro. I premi di anzianità riconducibili a Snamprogetti sono pari a 1 milione di euro.

20

Passività per imposte differite

Le passività per imposte differite di 45 milioni di euro (20 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili.

30.06.2006

Altre variazioni

Utilizzi

Accantonamenti

31.12.2005

(milioni di €)

Passività per imposte differite

20

24

(1)

36

69

Totale

20

24

(1)

36

69

L’ammontare riconducibile alla Snamprogetti è pari a 31 milioni di euro.

104

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Le passività nette per imposte differite si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

Imposte sul reddito differite

30.06.2006

(30)

Imposte sul reddito anticipate compensabili

(85)

10

16

(20)

(69)

Imposte sul reddito anticipate non compensabili

68

33

Attività (Passività) nette per imposte anticipate (differite)

48

(36)

La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per imposte differite è la seguente:

30.06.2006

Differenze cambio e altre variazioni

Utilizzi

31.12.2005

Accantonamenti

(milioni di €)

Imposte sul reddito differite: - ammortamenti anticipati ed eccedenti

(8)

–

1

2

(5)

- riserve non distribuite delle partecipate

(16)

–

–

(2)

(18)

- altre

(6)

(15)

1

(42)

(62)

(30)

(15)

2

(42)

(85)

Imposte sul reddito anticipate: - accantonamenti per svalutazione crediti, rischi e oneri non deducibili

10

–

(2)

–

8

- perdite fiscali portate a nuovo

81

6

(4)

(3)

80

1

–

(1)

–

36

–

(1)

(21)

14

128

6

(8)

(24)

102

(50)

(3)

4

(4)

(53)

78

3

(4)

(28)

49

48

(12)

(2)

(70)

(36)

- svalutazione di attività e rimanenze non deducibili - altre

–

a dedurre: - svalutazione delle imposte sul reddito anticipate Attività/passività nette per imposte anticipate

Le imposte sul reddito anticipate sono state calcolate su tutte le differenze temporanee che generano un potenziale beneficio fiscale futuro. La svalutazione delle imposte sul reddito anticipate di 53 milioni di euro (50 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguarda principalmente le perdite fiscali che si ritiene di non poter utilizzare a fronte di utili futuri e le differenze temporanee attive che si ritiene di non poter recuperare.

105

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

21

Altre passività

Le altre passività di 4 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue: (milioni di €)

31.12.2005

30.06.2006

Debiti commerciali e altri debiti

1

4

Totale

1

4

Le altre passività ammontano a 4 milioni di euro, riconducibili per 2 milioni di euro a debiti di natura commerciale di una controllata estera e per 2 milioni di euro a rapporti commerciali del Gruppo Snamprogetti.

Patrimonio netto 22

Capitale e riserve di terzi

Il patrimonio netto di competenza di azionisti terzi ammonta al 30 giugno 2006 a 3 milioni di euro con un decremento rispetto al 31 dicembre 2005 di 10 milioni di euro dovuto principalmente all’acquisto, da Eni Corporate, del 50% del capitale della controllata Energy Maintenance Services SpA. L’Utile di periodo e il Patrimonio Netto di competenza di azionisti terzi sono riferiti alle seguenti imprese: Utile del periodo 1° sem. 2006

Patrimonio netto 31.12.2005

Patrimonio netto 30.06.2006

Utile del periodo 1° sem. 2005

(milioni di €)

Energy Maintenance Services SpA

2

2

11

–

ER SAI Caspian Contractor Llc

–

–

2

3

Altre

–

–

–

–

Totale

2

2

13

3

23

Patrimonio netto di Saipem

Il patrimonio netto di 1.309 milioni di euro (1.630 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizza come segue: (milioni di €)

Capitale sociale

31.12.2005

30.06.2006

441

441

Riserva sopraprezzo delle azioni

49

55

Riserva legale

58

65

Riserva per acquisto di azioni proprie

10

4

(51)

17

Riserva per cash flow hedge Riserva per differenze di cambio

18

–

2

7

Utili relativi ad esercizi precedenti

899

644

Utile del periodo

255

162

Azioni proprie

(51)

Altre riserve

Totale

24

1.630

(86) 1.309

Capitale sociale

Al 30 giugno 2006, il capitale sociale della Saipem SpA, interamente versato, ammonta a 441 milioni di euro, corrispondente a 441.410.900 azioni del valore nominale di 1 euro cadauna, di cui 441.239.414 azioni ordinarie e 171.486 azioni

106

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

di risparmio. L’Assemblea ordinaria degli azionisti di Saipem SpA ha deliberato in data 28 aprile 2006 la distribuzione del dividendo di 0,19 euro per azione ordinaria e 0,22 euro per azione di risparmio, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola; il dividendo è stato messo in pagamento a partire dal 25 maggio 2006 con stacco cedola fissato al 22 maggio 2006.

25

Riserva sopraprezzo delle azioni

Ammonta al 30 giugno 2006 a 55 milioni di euro con un incremento rispetto al 31 dicembre 2005 di 6 milioni di euro da ricondursi alla scadenza dell’autorizzazione ad acquistare azioni proprie deliberato in precedenti assemblee societarie.

26

Altre

Riserva legale Ammonta al 30 giugno 2006 a 65 milioni di euro e rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall’art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. Rispetto al 31 dicembre 2005 la riserva legale è aumentata di 7 milioni di euro, a seguito della destinazione a riserva del 5% dell’utile dell’esercizio 2005. Riserva per acquisto di azioni proprie Ammonta a 4 milioni di euro con un decremento di 6 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2005 riconducibile: - all’accantonamento per 36 milioni di euro, mediante utilizzo della riserva “Utili portati a nuovo”, a seguito di quanto deliberato dall’Assemblea societaria del 28 aprile 2006; - al decremento per 36 milioni di euro relativo alle n.1.919.355 azioni ordinarie acquistate nel corso del semestre; - al decremento per 6 milioni di euro, mediante rigiro alla “riserva sovraprezzo azioni”, a seguito della scadenza del termine per l’acquisto di azioni fissato dall’Assemblea del 29 aprile 2005. Riserva per cash flow hedge La riserva è positiva per 17 milioni di euro e riguarda la valutazione al fair value dei contratti di copertura dei tassi di interesse e della componente “spot” dei contratti di copertura del rischio di cambio in essere al 30 giugno 2006 al netto di 5 milioni di euro di imposte differite. La riserva per cash flow hedge rinveniente dal consolidamento della Snamprogetti ammonta a 12 milioni di euro. Altre riserve La voce è così composta: - Riserva di rivalutazione della Capogruppo (2 milioni di euro), effettuata ai sensi della legge n.413 del 1991; - Riserva utili su cambi della Capogruppo (5 milioni di euro), costituita in sede di destinazione dell’utile 2005, per la quota di utili su cambi non realizzati rilevati in chiusura di esercizio.

107

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

27

Azioni proprie

Totale

Stock grant

Stock option

Le azioni proprie in portafoglio ammontano a 86 milioni di euro (51 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e sono rappresentate da n. 7.700.201 azioni ordinarie Saipem del valore nominale di 1 euro detenute dalla stessa Saipem SpA (n. 5.854.546 azioni al 31 dicembre 2005). Le azioni proprie sono al servizio dei piani di stock option 2002 – 2006 (n. 6.132.401 azioni) e di stock grant (n. 1.567.800 azioni). La movimentazione delle azioni nell’esercizio si analizza come segue:

Numero di azioni al 31 dicembre 2005

4.265.546

1.589.000

5.854.546

- acquisti

1.919.355

–

1.919.355

- diritti esercitati Numero di azioni al 30 giugno 2006

(52.500) 6.132.401

(21.200) 1.567.800

(73.700) 7.700.201

Al 30 giugno 2006 sono in essere impegni per l’assegnazione di n. 6.000.201 azioni a fronte dei piani di stock option (n. 4.432.401 azioni) e di stock grant (n. 1.567.800 azioni). Il prezzo di esercizio delle stock option è di 6,187 euro per le assegnazioni 2002 (n. 1.339.401), di 6,821 euro per le assegnazioni 2003 (n. 1.092.500), di 7,594 euro per le assegnazioni 2004 (n. 1.029.500) e di 11.881 euro per le assegnazioni 2005 (n. 971.000). Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option e stock grant sono fornite alla nota 31.

108

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Riserva legale

Riserva per azioni proprie in portafoglio

Riserve per acquisto azioni proprie

Riserva per cash flow hedge

Riserva per differenze cambio di conversione

Utili relativi ad esercizi precedenti

Utile del periodo

Azioni proprie

Totale

Patrimonio netto di terzi

Totale Patrimonio Netto

Saldi al 1.1.2005 rettificati 441 62 Utile 1° semestre 2005 – – Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – – Diff. cambio da conversione dei bilanci in moneta estera – – Totale – – Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti – – Riporto a nuovo utile e attribuzione a riserva legale – – Autorizzazione acquisto azioni proprie – (13) Acquisto azioni proprie – – Altri movimenti di Patrimonio Netto Diff. cambio da conversione su distribuzione dividendi – – Totale – (13) Saldi al 30.06.2005 441 49 Utile 2° semestre 2005 – – Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – – Diff. cambio da conversione dei bilanci in moneta estera – – Totale – – Operazioni con gli azionisti Acquisto azioni proprie – – Azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione – – Altri movimenti di Patrimonio Netto Costo stock option/grant – – Totale – – Saldi al 31.12.2005 441 49 Utile semestrale 2006 – – Proventi e (Oneri) imputati direttamente a Patrimonio Netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – – Diff.cambio da conversione dei bilanci in moneta estera – – Totale – – Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti – – Riporto a nuovo utile dell’esercizio 2005 ed attribuzione a riserva legale – – Acquisto azioni proprie – 6 Altri movimenti di Patrimonio Netto Effetto acquisto Snamprogetti – – Riapertura riserve Snamprogetti – – Variazione riserve Snamprogetti 2° trim. – – Acquisto 50% EMS SpA – – Costo stock option/grant – – Diff.cambio da conversione su distribuzione dividendi – – Totale – 6 Saldi al 30.06.2006 441 55

(milioni di €)

Altre riserve

Riserva per sopraprezzo delle azioni

Capitale

Prospetto delle variazioni nei conti di patrimonio netto consolidato

2 –

55 –

– –

21 –

58 –

– –

703 –

235 108

(22) –

1.555 108

9 2

1.564 110

–

–

–

–

(126)

–

–

–

–

(126)

–

(126)

– –

– –

– –

– –

– (126)

21 21

– –

– –

– –

21 (105)

– –

21 (105)

–

–

–

–

–

–

–

(65)

–

(65)

–

(65)

– – –

3 – –

– – –

– 24 (18)

– – –

– – –

167 (11) 18

(170) – –

– – (18)

– – (18)

– – –

– – (18)

– – 2 –

– 3 58 –

– – – –

– 6 27 –

– – (68) –

4 4 25 –

– 174 877 –

– (235) 108 147

– (18) (40) –

4 (79) 1.479 147

– – 11 2

4 (79) 1.490 149

–

–

–

–

17

–

–

–

–

17

–

17

– –

– –

– –

– –

– 17

(7) (7)

– –

– –

– –

(7) 10

– –

(7) 10

–

–

–

(17)

–

–

17

–

(17)

(17)

–

(17)

–

–

–

–

–

–

–

–

6

6

–

6

– – 2 –

– – 58 –

– – – –

– (17) 10 –

– – (51) –

– – 18 –

5 22 899 –

– – 255 162

– (11) (51) –

5 (6) 1.630 162

– – 13 2

5 (6) 1.643 164

–

–

–

–

80

–

–

–

–

80

–

80

– –

– –

– –

– –

– 80

(18) (18)

– –

– –

– –

(18) 62

– –

(18) 62

–

–

–

–

–

–

–

(82)

–

(82)

–

(82)

5 –

7 –

– –

– (6)

– –

– –

161 –

(173) –

– (35)

– (35)

– –

– (35)

– – – – –

– – – – –

– – – – –

– – – – –

– (34) 22 – –

– 3 (1) – –

(440) – 22 – 2

– – – – –

– – – – –

(440) (31) 43 – 2

– – – (12) –

(440) (31) 43 (12) 2

– 5 7

– 7 65

– – –

– (6) 4

– (12) 17

(2) – –

– (255) 644

– (255) 162

– (35) (86)

(2) (545) 1.309

– (12) 3

(2) (557) 1.312

109

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Prospetto di raccordo tra il patrimonio netto e il risultato di periodo della Saipem SpA con quelli consolidati

31.12.2004

Come da bilancio di esercizio della Saipem SpA

31.12.2005

Utile netto

Patrimonio netto

Utile netto

Patrimonio netto

Utile netto

Patrimonio netto

(milioni di €)

30.06.2006

686

61

746

124

646

56

1.097

225

1.266

166

879

17

48

38

(49)

5

63

27

(406)

(150)

(377)

32

(372)

8

120

64

57

(68)

96

56

1.545

238

1.643

1.312

164

Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci comprensivi dei risultati di periodo, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate : Adeguamento ai principi IFRS : Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: - eliminazione di utili infragruppo non realizzati - altre rettifiche Totale patrimonio netto Capitale e riserve di terzi Come da bilancio consolidato

(9) 1.536

(3) 235

(13) 1.630

259 (4) 255

(3)

(2)

1.309

162

Garanzie, impegni e rischi Garanzie Le garanzie ammontano a 4.510 milioni di euro (2.194 milioni di euro a 31 dicembre 2005) così suddivise :

16

59

43

16

59

Imprese consolidate

Totale

Fideiussioni

43

31.12.2005

Imprese collegate

Altre garanzie personali

Totale

Altre garanzie personali

Fideiussioni

(milioni di €)

30.06.2006

379

1.264

1.643

714

3.322

4.036

Proprio

–

486

486

–

409

409

Altri

6

–

6

6

–

6

428

1.766

2.194

763

3.747

4.510

Totale

Concernono principalmente le garanzie emesse da banche per gli impegni assunti nelle partecipazioni a gare d’appalto, per la buona esecuzione dei lavori, per lo svincolo delle ritenute a garanzia e per le facilitazioni creditizie. Le garanzie rinvenienti dal consolidamento della Snamprogetti al 30 giugno 2006 ammontano a 2.411 milioni di euro. Impegni e rischi Sono stati assunti dalla Capogruppo verso i committenti, impegni ad adempiere le obbligazioni, assunte contrattualmente da imprese controllate e collegate aggiudicatarie di appalti, in caso di inadempimento di quest’ultime, nonché a rifondere eventuali danni derivanti da tali inadempienze. Tali impegni, che comportano l’assunzione di un obbligo di fare, garantiscono contratti il cui valore globale ammonta a 6.590 milioni di euro (6.310 milioni di euro al 31 dicembre 2005), comprensivo della quota parte del portafoglio ordini residuo al 30 giugno 2006 riferibile alle imprese del Gruppo. Contenziosi Saipem, a seguito dell’acquisizione di Snamprogetti, è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali col-

110

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

legati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Saipem ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul proprio bilancio consolidato. Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi in corso. Salvo diversa indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento a fronte dei contenziosi di seguito descritti perché Saipem ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perchè l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile. Consorzio Cepav Due Relativamente all’arbitrato intentato dal Consorzio nei confronti di TAV per ottenere il riconoscimento dei danni subiti per ritardi imputabili a TAV nell’esecuzione delle attività di sua competenza, è stata completata l’attività istruttoria e sono state depositate le difese conclusionali. In data 21 giugno 2006 si è tenuta l’udienza di discussione. Il termine per la pronuncia del lodo è stato stabilito al 30 ottobre 2006. Consorzio Cepav Uno / TAV SpA Il Consorzio Cepav Uno (Consorzio Eni per l’Alta Velocità, composto da: Snamprogetti SpA, per la quota del 50,1%; Saipem SpA, per la quota dello 0,26%; Consorzio Cooperative Costruzioni – CCC, per la quota del 21,34%; Grandi Lavori – Fincosit ed Impresa Pizzarotti & C. ognuna per la quota del 14,15%) ha stipulato con TAV SpA una Convenzione in data 15 ottobre 1991 e, successivamente, un Atto Integrativo in data 3 agosto 2000 e un Addendum in data 27 giugno 2003, per la realizzazione della tratta ferroviaria ad alta velocità/alta capacità Milano – Bologna. Tali atti sono stati sottoscritti anche da Eni SpA per garantire, quale “fidejubente”, il puntuale e corretto adempimento da parte del Consorzio di tutte le obbligazioni previste nella Convenzione, nell’Atto Integrativo ed in ogni atto aggiuntivo, Addendum e/o modifica o integrazione. Il Consorzio ha chiesto sia un prolungamento dei tempi di ultimazione dei lavori che un corrispettivo economico (indicato, al 30 novembre 2005, in oltre Euro 800.000.000,00). Cepav e TAV hanno tentato di comporre amichevolmente la divergenza; il tentativo si è però concluso, in data 14 marzo 2006, con esito negativo a motivo delle proposte di TAV, ritenute insoddisfacenti dal Consorzio. Per tale ragione, in data 27 aprile 2006 è stata notificata a TAV domanda di arbitrato, come previsto dagli accordi contrattuali. Il termine per il deposito del lodo è fissato al 30 ottobre 2007. Consorzio TSKJ – Indagini della SEC La Securities and Exchange Commission degli USA (SEC) ha notificato all’Eni nel giugno 2004 una richiesta di collaborazione volontaria, cui Eni e Saipem hanno prontamente aderito, al fine di acquisire documentazione e altri elementi informativi concernenti il Consorzio TSKJ in merito alla costruzione in Nigeria (Bonny Island) di impianti di liquefazione di gas naturale. Il Consorzio TSKJ è partecipato al 25% dalla Snamprogetti e, per la restante parte, da controllate della Halliburton/KBR, della Technip e della JGC. Le indagini della SEC riguardano presunti pagamenti impropri a pubblici ufficiali da parte del TSKJ. La Snamprogetti ha avviato proprie indagini sui presunti pagamenti impropri. Su questo argomento esistono indagini anche da parte di altre Autorità. Saipem e Snamprogetti stanno fornendo alla SEC e alle altre Autorità la documentazione e le informazioni di cui sono in possesso prestando l’assistenza necessaria. Le indagini sono tuttora in corso. EniPower – Indagini dalla magistratura Nell’ambito delle indagini avviate dalla magistratura milanese sugli appalti commissionati da EniPower ad ABB, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa EniPower, alla Snamprogetti S.p.A. (appaltatore dei servizi di ingegneria e approvvigionamento), unitamente a EniPower, è stata notificata informazione di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle persone giuridiche (ex art. 25 dlgs. 231/2001). Il procedimento penale è tuttora pendente innanzi alla Procura della Repubblica di Milano. Recentemente si sono concluse le indagini preliminari con conseguente deposito degli atti; la Società non è stata inserita tra i soggetti tuttora indagati per i quali verrà chiesto il rinvio a giudizio.

111

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Ricavi Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i “Ricavi”. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico finanziari” delle Informazioni sulla gestione. 28

Ricavi della gestione caratteristica

I “Ricavi della gestione caratteristica” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

Ricavi delle vendite e delle prestazioni Variazione dei lavori in corso su ordinazione Totale

2005

2006

2.019

2.447

100

648

2.119

3.095

ed hanno la seguente articolazione per area geografica: Primo semestre

(milioni di €)

2005

Italia

2006

93

279

Resto Europa

356

468

C.S.I.

302

481

Resto Asia

344

826

Nord Africa

256

202

Africa Occidentale

690

647

78

192

2.119

3.095

America Totale

I ricavi realizzati dalla Snamprogetti nel secondo trimestre del 2006 ammontano a 734 milioni di euro. I ricavi realizzati nei confronti di società del Gruppo Eni ammontano a 297 milioni di euro. I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività alla nota 38. L’informativa richiesta dalla IAS 11 paragrafi 39, 40 e 42 viene riepilogata per settore di attività alla nota 38.

29

Altri ricavi e proventi

Gli “Altri ricavi e proventi” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

Plusvalenze da vendite di immobilizzazioni

1

Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali

1

– –

Altri proventi

1

4

Totale

3

4

Gli altri ricavi e proventi della Snamprogetti, realizzati nel secondo trimestre del 2006, sono di ammontare trascurabile.

112

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Costi Operativi Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i “Costi operativi”. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico finanziari” delle Informazioni sulla gestione. 30

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

Gli “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci

435

729

Costi per servizi

906

1.391

Costi per godimento di beni di terzi

158

105

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri Altri oneri

13

(1)

9

28

a dedurre: - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni - variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci Totale

(6)

(4)

(22)

(19)

1.493

2.229

I costi per servizi comprendono compensi d’intermediazione per 10 milioni di euro. I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale ammontano a 4 milioni di euro (3 milioni nel primo semestre 2005). La voce “acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” comprende 629 milioni di euro rinvenienti dalla consuntivazione del secondo trimestre della Snamprogetti e delle sue controllate. Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri sono esposti al netto degli utilizzi per esuberanza per 11 milioni di euro. Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso società del Gruppo Eni ammontano a 63 milioni di euro.

31

Costo lavoro

Il “Costo del lavoro” si analizza come segue: Primo semestre

(milioni di €)

Salari e stipendi

2005

2006

298

404

Oneri sociali

57

81

Oneri per programmi a benefici definiti

10

13

Altri costi

18

31

a dedurre: - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni Totale

(2) 381

(6) 523

I costi per il personale sostenuti dalla Snamprogetti nel secondo trimestre ammontano a 83 milioni di euro.

113

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Saipem Stock grant Allo scopo di realizzare un sistema di incentivazione e di fidelizzazione dei dirigenti di Saipem SpA e delle società controllate ai sensi dell’art. 2359 del codice civile legato al conseguimento di obiettivi prefissati che determini la loro partecipazione al rischio d’impresa e alla crescita del valore per l’azionista, nonché il consolidamento nel tempo del loro apporto professionale ai processi gestionali delle attività di Saipem, sono in essere piani di incentivazione che prevedono, previa verifica del conseguimento degli obiettivi aziendali prefissati nell’anno precedente, l’impegno di assegnare a titolo gratuito azioni proprie. L’assegnazione è effettuata entro i 45 giorni successivi al compimento del terzo anno dalla data di assunzione dell’impegno. Al 30 giugno 2006 rimangono in essere impegni di assegnazione a titolo gratuito per n. 1.567.800 azioni ordinarie Saipem del valore nominale di 1 euro. Gli impegni riguardano l’assegnazione 2003 per n. 515.200 azioni con un fair value di 6,018 euro per azione,l’assegnazione 2004 per n. 589.100 azioni con un fair value di 7,225 euro per azione e l’assegnazione 2005 per n. 463.500 azioni con un fair value di 11,851 euro per azione.

Numero di azioni

Prezzo di esercizio (euro)

Vita media residua (anni)

Valore di mercato unitario assegnatari residenti in Italia (euro)

Valore di mercato unitario assegnatari residenti in Francia (euro)

Stock option Al fine di consentire la partecipazione a un efficace sistema di incentivazione manageriale ai dirigenti di Saipem SpA e delle società controllate ai sensi dell’art. 2359 del Codice Civile che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati del Gruppo o che sono di interesse strategico per il Gruppo, sono stati avviati piani di incentivazione che prevedono l’assegnazione a titolo gratuito di diritti di acquisto su azioni Saipem (di seguito “opzioni”). Le opzioni danno la facoltà a ciascun assegnatario di acquistare le azioni in un rapporto di 1:1, decorsi tre anni dalla data di assegnazione per gli assegnatari residenti in Italia e quattro anni per gli assegnatari residenti in Francia, a un prezzo pari alla media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario gestito dalla Borsa Italiana SpA nel mese precedente l’assegnazione o (dal 2003), se maggiore, al costo medio delle azioni proprie in portafoglio rilevato il giorno precedente la data dell’assegnazione (“strike price”). Lo strike price per le assegnazioni 2005 è stato di 11,881 euro. Gli assegnatari delle opzioni possono usufruire di anticipazioni concesse dalla società di intermediazione finanziaria di Gruppo per il pagamento delle azioni acquistate a condizione che, contestualmente, gli assegnatari sottoscrivano mandato irrevocabile alla vendita da parte di detta società delle azioni acquistate. Al 30 giugno 2006 sono state assegnate n. 4.432.401 opzioni per l’acquisto di n. 4.432.401 azioni di Saipem SpA del valore nominale di 1 euro.

Piano 2002

1.339.401

6,187

3

Non disponibile

Non disponibile

Piano 2003

1.092.500

6,821

5

1,1928

1,1806

Piano 2004

1.029.500

7,594

6

2,0935

2,0085

Piano 2005

971.000

11,881

7

3,1029

2,9795

Totale

4.432.401

Il valore di mercato unitario delle opzioni assegnate nel 2002 non è disponibile in quanto non si è provveduto a quantificarlo al momento della loro assegnazione. La valutazione del fair value delle opzioni assegnate nel 2003, 2004 e 2005 è stata effettuata considerando le opzioni come europee rispettivamente fino al 30/9/2006, 23/8/2007 e 27/7/2008 per gli assegnatari residenti in Italia e fino al 30/9/2007, 23/8/2008 e 27/7/2009 per quelli residenti in Francia, e successivamente come americana. E’ stata conseguentemente utilizzata una metodologia combinata basata sul modello Black, Scholes e Merton per la valutazione delle opzioni europee e sul metodo Roll, Geske e Whaley per quella delle opzioni americane. Le condizioni generali dei piani non hanno subito variazioni significative rispetto a quanto riportato nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2005.

114

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Numero medio dei dipendenti

Primo semestre

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

Dirigenti

2005

2006

295

365

Quadri

1.848

2.537

Impiegati

8.709

10.639

Operai

11.558

13.931

Totale

22.410

27.472

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

115

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

32

Ammortamenti e svalutazioni

Gli “Ammortamenti e svalutazioni” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

86

99

Ammortamenti: - attività materiali - attività immateriali

5

4

91

103

Svalutazioni: - attività immateriali Totale

3

–

94

103

La voce “ammortamenti e svalutazioni” rinveniente dalla Snamprogetti nel secondo trimestre ammonta a 5 milioni di euro.

33

Proventi (oneri) finanziari

I “Proventi (oneri) finanziari” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

Differenze attive (passive) nette di cambio

1

Proventi (oneri) netti su contratti derivati

(4)

–

–

(2)

Oneri netti su operazione di copertura Oneri netti verso Società finanziarie di Gruppo

(4)

(16)

(20)

Interessi netti verso banche

(6)

(5)

Interessi e altri oneri su debiti

(3)

(9)

2

–

Altri proventi netti Totale

(26)

(40)

Nel secondo trimestre, la voce “Proventi (oneri) finanziari” di Snamprogetti ammonta a 4 milioni di euro.

34

Proventi (oneri) su partecipazioni

L’“Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto” si analizza come segue: Primo semestre

(milioni di €)

Proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto Dividendi Totale

2005

2006

12

21

–

3

12

24

I proventi (oneri) su partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto relative a Snamprogetti, nel secondo trimestre, ammonta a 5 milioni di euro. I proventi su partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono commentati alla nota 9 “Partecipazioni 116

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

valutate con il metodo del patrimonio netto”.

35

Imposte sul reddito

Le “Imposte sul reddito” si analizzano come segue: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

Imposte correnti: -imprese italiane

5

14

-imprese estere

27

36

-imprese italiane

–

10

-imprese estere

(2)

4

Totale

30

64

Imposte differite e anticipate nette:

Le imposte correnti ammontano a 50 milioni di euro e riguardano l’IRES per 8 milioni di euro, l’IRAP per 6 milioni di euro e le imposte estere per 36 milioni di euro. L’incidenza delle imposte sull’utile dell’esercizio prima delle imposte è del 28,7% (21,3% nel 2005) a fronte dell’incidenza fiscale teorica del 47,7% (49,2% nel 2005) che risulta applicando le aliquote previste dalla normativa fiscale italiana del 33% (Ires) all’utile prima delle imposte e del 4,25% (Irap) al valore netto della produzione. L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva per i due periodi messi a confronto è la seguente: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

49,2

47,7

- valore della produzione realizzata all’estero (Irap)

(14,5)

(11,7)

- minore incidenza fiscale sulle imprese estere

(13,4)

(7,3)

Aliquota teorica Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all’aliquota teorica:

- altre motivazioni

–

–

Totale variazioni

(27,9)

(19,0)

Aliquota effettiva

21,3

28,7

117

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

36

(Utile) Perdita di terzi azionisti

L’utile di pertinenza di terzi azionisti ammonta a 2 milioni di euro (2 milioni di euro al 30 giugno 2005).

37

Utile per azione

L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile del semestre di competenza del Gruppo per il numero medio ponderato delle azioni di Saipem SpA in circolazione nel semestre, escluse le azioni proprie. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 442.903.249 e di 441.459.752 rispettivamente nel primo semestre 2005 e 2006. L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile del semestre di competenza di Saipem per il numero medio ponderato delle azioni di Saipem SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 30 giugno 2005 e 2006 le azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse riguardano esclusivamente le azioni assegnate a fronte dei piani di stock grant e di stock option. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell’utile per azione diluito è di 439.630.368 e di 437.818.797 rispettivamente per il primo semestre 2005 e 2006. La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell’utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell’utile per azione diluito è di seguito indicata: 30.06.2005

30.06.2006

442.903.249

441.459.752

Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant

1.378.700

1.567.800

Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock option

1.704.415

1.901.669

Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie

189.766

171.486

439.630.368

437.818.797

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile semplice

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile diluito (milioni di €)

108

162

Utile per azione semplice

(ammontare in € per azione)

0,25

0,37

Utile per azione diluito

(ammontare in € per azione)

0,25

0,37

Utile Netto di competenza Saipem

118

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

38

Informazioni per settore di attività

A seguito dell’acquisizione di Snamprogetti, il Gruppo Saipem si è riorganizzato in tre business unit: Offshore, Onshore e Perforazioni. La preesistente business unit LNG è stata accorpata nell’Onshore, mentre la business unit Leased Fpso è stata integrata nell’Offshore. La business unit MMO è stata invece disaggregata per confluire parte nell’Onshore e parte nell’Offshore. Per la business unit Perforazioni le informazioni e i dati economici vengono disaggregati tra Mare e Terra. Conseguentemente, ai fini dell’ “Informativa di settore” prescritta dallo IAS 14 i segmenti presentati sono passati da sette a quattro. Informazioni per settore di attività:

Offshore

Perforazioni Mare

Onshore

Perforazioni Terra

Corporate e società finanziarie (b)

Totale

(milioni di €)

1.824

214

600

103

–

2.741

(74)

(54)

(10)

–

1.340

140

546

93

–

2.119

Risultato operativo

97

24

24

9

–

154

Ammortamenti e svalutazioni

50

22

14

8

–

94

1

–

11

–

–

12

99

27

8

7

–

141

1.296

735

508

84

–

2.623

Primo semestre 2005 Ricavi netti della gestione caratteristica (a) a dedurre: ricavi infrasettori Ricavi da terzi

Proventi netti su partecipazioni Investimenti in attività materiali e immateriali Attività materiali e immateriali Partecipazioni valutate al patrimonio netto

(484)

(622)

16

–

17

–

–

33

Attività correnti

1.210

168

545

102

932

2.957

Passività correnti

1.389

109

573

51

1.370

3.492

45

4

23

1

8

81

1.826

248

1.595

132

–

3.801

(14)

–

Fondi per rischi e oneri Primo semestre 2006 Ricavi netti della gestione caratteristica (a) a dedurre: ricavi infrasettori Ricavi da terzi Risultato operativo Ammortamenti e svalutazioni Proventi netti su partecipazioni Investimenti in attività materiali e immateriali Attività materiali e immateriali Partecipazioni valutate al patrimonio netto

(388)

(75)

(229)

(706)

1.438

173

1.366

118

–

130

44

57

13

–

3.095 244

43

26

25

9

–

103

3

–

21

–

–

24

186

20

17

8

–

231

1.575

722

578

84

–

2.959

16

–

124

–

–

140

Attività correnti

1.390

247

2.336

136

1.499

5.608

Passività correnti

1.324

132

2.551

78

2.419

6.504

47

–

36

–

20

103

Fondi per rischi e oneri

(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori. (b) La colonna include le attività/passività non direttamente attribuibili al settore nel rispetto di quanto previsto dallo Ias 14.

I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.

119

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Nella seguente tabella sono riportate le informazioni richieste dallo IAS 11 paragrafi 39, 40 e 42.

Offshore

Onshore

Perforazioni Mare

Perforazioni Terra

Totale

(milioni di €)

1.438

1.366

173

118

3.095

1° semestre 2006 Ricavi netti della gestione caratteristica (a) Variazione fondo perdite future (b)

(16)

Totale (a - b) Anticipi da clienti Fondo perdite future (c) Lavori in corso (d)

–

–

–

1.454

1.366

173

118

3.111

(16)

180

–

–

–

180

26

–

–

–

26

(228)

(258)

–

–

Risconti (e)

317

987

–

–

1.304

(486)

Totale (c + d + e)

115

729

–

–

844

Informazioni per area geografica In considerazione della peculiarità del business di Saipem caratterizzato dall’utilizzo di una flotta navale che, operando su più progetti nell’arco di un periodo, non può essere attribuita in modo stabile ad un’area geografica specifica, alcune attività vengono ritenute non direttamente allocabili. Con riferimento alle Attività materiali e immateriali e agli Investimenti la componente non allocabile è riconducibile ai mezzi navali, all’attrezzatura collegata agli stessi e al Goodwill. Con riferimento alle Attività correnti la componente non allocabile è riconducibile alle rimanenze, anch’esse collegate ai mezzi navali.

Totale

Non allocabili

America

Africa Occidentale

Nord Africa

Resto Asia

C.S.I.

Resto Europa

Italia

(milioni di €)

Semestrale 2005 Investimenti in attività materiali e immateriali Attività materiali e immateriali Attività direttamente attribuibili (a)

8

7

–

43

–

5

6

72

141

26

227

–

134

–

30

47

2.159

2.623

327

659

119

294

41

80

305

356

2.181

Semestrale 2006 Investimenti in attività materiali e immateriali Attività materiali e immateriali Attività direttamente attribuibili (a)

1

4

59

–

–

5

5

157

231

107

126

155

58

–

94

54

2.365

2.959

1.188

902

166

1.040

80

369

267

1.661

5.673

(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

39

Rapporti con parti correlate

La Saipem SpA è una società controllata dall’Eni SpA. Le operazioni compiute dalla Saipem SpA e dalle imprese incluse nel campo di consolidamento con le parti correlate riguardano essenzialmente la prestazione di servizi, lo scambio di beni, l’ottenimento e l’impiego di mezzi finanziari con altre imprese controllate e collegate dell’Eni SpA; esse fanno parte della ordinaria gestione e sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le operazioni poste in essere sono state compiute nell’interesse delle imprese. Sono di seguito evidenziati gli ammontari dei rapporti, di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria, posti in essere con parti correlate. L’analisi per società è fatta sulla base del principio di rilevanza correlato alla entità complessiva dei singoli rapporti; i rapporti non evidenziati analiticamente, in quanto non rilevanti, sono indicati secondo la

120

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

seguente aggregazione: Imprese controllate dell’Eni; Imprese collegate dell’Eni; Altre parti correlate.

Rapporti commerciali e diversi I rapporti commerciali al 30 giugno 2005 e del primo semestre 2005 sono di seguito analizzati:

59

Ricavi Altro

2

Ricavi Servizi

Costi Beni

–

30 giugno 2005

Eni Divisione Exploration & Production

Costi Servizi

Garanzie

3

Debiti

Crediti

(milioni di €)

Primo semestre 2005

–

85

– –

Eni Congo SA

2

–

5

–

–

2

Snamprogetti SpA

1

1

–

–

2

–

–

Eni Divisione Refining & Marketing

3

–

–

–

–

–

–

Snamprogetti Saudi Arabia Ltd

3

3

–

–

–

–

–

Eni Divisione Gas & Power

7

–

–

–

–

4

–

Ieoc Production BV

5

–

–

–

–

10

–

Eni Mediterranea Idrocarburi SpA

3

–

–

–

–

5

–

Stoccaggi Gas Italia SpA

2

–

–

–

–

8

–

Agip Fuel SpA

–

1

–

–

1

–

–

Eni Iran BV

9

–

–

–

–

8

–

Agip Karachaganak BV

1

–

–

–

–

1

–

Agip Energy & Natural Res. Ltd (Nigeria)

12

–

2

–

–

15

–

GreenStream BV

21

–

–

–

–

2

–

Serfactoring SpA

–

3

–

–

1

–

–

Serleasing SpA

–

4

–

–

–

–

–

Eni Dacion BV

4

–

–

–

–

8

–

Sieco SpA

–

10

–

–

6

–

–

Eni SpA

2

–

–

–

–

–

–

N.A.E. Ltd

2

–

–

–

–

2

–

64

18

–

–

–

91

–

Padana Assicurazioni SpA

7

32

–

–

31

–

–

Imprese collegate dell’Eni

–

2

–

–

1

–

–

207

77

7

2

42

241

–

1.388

1.958

2.033

1.493

1.493

2.119

3

14,9

3,9

0,3

0,1

2,8

11,4

–

Naoc – Nigerian Agip Oil Co. Ltd

Totale rapporti con parti correlate Totale generale Incidenza (%)

121

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Rapporti commerciali e diversi I rapporti commerciali al 30 giugno 2006 e del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati:

Eni Corporate SpA Eni Corporate University SpA

Ricavi Altro

Costi Beni

Eni UK Ltd

Ricavi Servizi

Garanzie

–

1

–

70

–

–

–

–

–

1

–

83

7

–

–

4

5

–

Debiti

2

Crediti

51

30 giugno 2006

Eni Divisione Exploration & Production

Costi Servizi

(milioni di €)

Primo semestre 2006

–

–

1

–

–

1

–

–

17

6

–

–

–

–

–

Eni power SpA

20

8

–

–

–

–

–

Eni Congo SA

12

–

–

–

–

12

–

–

2

–

–

5

–

–

61

22

–

1

–

5

–

Società EniPower Ferrara Srl

Sofid SpA Eni Divisione Refining & Marketing Scogat –Soc Constr. Du Gazoduc Trans. SA

3

–

–

–

–

3

–

EniTecnologie SpA

–

1

–

–

1

–

–

Syndial SpA

96

4

–

–

–

44

–

Polimeri Europa SpA

20

10

–

–

12

4

–

Eni Divisione Gas & Power

12

–

–

–

–

5

–

5

–

–

–

–

11

–

Ieoc Exploration BV Ieoc Production BV

1

–

–

–

–

2

–

Praoil Oleodotti Italiani SpA

1

–

–

–

–

1

–

Eni Algeria Exploration BV

1

–

–

–

–

2

–

Nigerian Agip Exploration Ltd

1

–

–

–

–

–

–

EniServizi SpA

–

8

–

1

17

–

–

10

–

–

–

–

–

–

Eni Mediterranea Idrocarburi SpA

5

1

–

–

–

7

–

Stoccaggi Gas Italia SpA

8

–

–

–

–

11

–

Agip Fuel SpA

–

–

–

–

1

–

–

Agip Oil Ecuador BV

1

–

–

–

–

1

–

Albacom SpA

–

–

–

–

4

–

–

12

2

–

–

–

9

–

Agip Karachaganak BV

1

–

–

–

–

1

–

Agip Energy & Natural Res. (Nigeria)

8

–

–

–

–

11

–

Snam Rete Gas SpA

21

19

–

–

–

2

–

Raffineria di Gela SpA

15

1

–

–

–

1

–

Eni Gas BV

Eni Iran BV

GreenStream BV

2

–

–

–

–

1

–

Serfactoring SpA

–

21

–

–

–

–

–

Eni Dacion BV

–

–

–

–

–

1

–

Servizi Porto Marghera - Scrl

1

–

–

–

–

–

–

Eni SpA

–

–

–

–

–

–

–

N.A.E. Ltd.

–

–

–

–

–

–

–

102

17

–

–

–

22

–

5

18

–

3

12

–

2

Naoc – Nigerian Agip Oil Co Ltd Padana Assicurazioni SpA Imprese collegate dell’Eni Totale rapporti con parti correlate Totale generale Incidenza (%)

122

48

–

–

–

–

63

–

623

150

–

6

57

295

2

2.879

3.811

–

2.229

2.229

3.095

4

21,6

3,9

–

0,3

2,6

9,5

50,0

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

Il Gruppo Saipem fornisce servizi alle imprese del Gruppo Eni in tutti i settori in cui opera sia in Italia che all’estero. I ricavi realizzati nei confronti di imprese collegate dell’Eni sono 63 milioni di euro e sono realizzati nei confronti della Agip Kazakhstan North Caspian.

Gli altri rapporti sono di seguito analizzati (*):

30 giugno 2005

Lavori in corso

Altre passività

Altre attività

Lavori in corso

Altre passività

Altre attività

(milioni di €)

30 giugno 2006

Eni Divisione Gas & Power

–

–

10

–

–

3

Eni Corporate SpA

–

–

–

–

–

–

Eni Gas BV

–

–

27

–

–

–

Eni Oil Company Ltd

–

–

2

–

–

–

GreenStream BV

–

–

10

–

–

4

Ieoc Production BV

–

–

2

–

–

–

Naoc – Nigerian Agip Oil Co Ltd

–

–

19

–

16

–

Raffineria di Gela SpA

–

–

9

–

–

2

Padana Assicurazioni SpA

23

–

–

2

–

–

Totale rapporti con parti correlate

23

–

79

2

16

9

Totale generale

128

95

342

112

158

475

Incidenza (%)

18,0

–

23,1

1,8

10,1

1,9

(*) le altre attività e passività non comprendono i fair value.

Rapporti finanziari I rapporti finanziari dell’esercizio 2005 e del primo semestre 2005 sono di seguito analizzati:

30 giugno 2005

Proventi

Oneri

Impegni

Debiti

Crediti

(milioni di €)

Primo semestre 2005

Enifin SpA

–

727

5.837

15

4

Sofid SpA

–

2

–

–

–

Enibank International Bank Ltd

–

61

74

2

–

Serleasing SpA

–

24

–

–

–

Eni Coordination Center

–

381

–

5

2

Totale rapporti con parti correlate

–

1.195

5.911

22

6

123

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

I rapporti finanziari al 30 giugno 2006 e del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati

Proventi

Oneri

Impegni

Debiti

Crediti

(milioni di €)

30 giugno 2006

Primo semestre 2006

Enifin SpA

1

1.638

7.959

59

Sofid SpA

–

1

–

–

33 –

Eni International Bank Ltd

–

34

166

1

1

Serleasing SpA

–

8

–

–

–

Eni Coordination Center

–

438

–

5

4

Totale rapporti con parti correlate

1

2.119

8.125

65

38

Con l’Enifin SpA - società posseduta interamente dall’Eni SpA che svolge attività finanziaria per conto delle imprese dell’Eni - è in essere una convenzione in base alla quale l’Enifin provvede, per le imprese italiane del Gruppo Saipem, alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità, nonché alla stipulazione di contratti derivati per la copertura dei rischi di cambio e di tasso di interesse. Gli impegni rinvenienti dal consolidamento della Snamprogetti ammontano 3.009 milioni di euro.

1.037

85,1

2.089

1.935

92,6

535

158

29,5

820

184

22,4

30.06.2005

Passività finanziarie a breve

Incidenza %

Entità correlate

Totale

1.219

Totale

Incidenza %

Entità correlate

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate relative ai rapporti finanziari è la seguente:

30.06.2006

Passività finanziarie a lungo termine comprensive delle quote a breve termine

Primo semestre 2005

Primo semestre 2006

Proventi finanziari

61

6

9,8

423

38

9,0

Oneri finanziari

35

22

62,9

463

65

14,0

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella: Primo semestre

(milioni di €)

2005

2006

Ricavi e proventi

241

297

Costi e oneri

(44)

(63)

Proventi/oneri finanziari

(16)

(27)

(5)

(278)

Variazione crediti e debiti commerciali Flusso di cassa netto da attività di esercizio

176

(71)

Variazione debiti/crediti finanziari

185

923

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento

185

923

Flusso di cassa totale verso entità correlate

361

852

124

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E

171

Flusso di cassa da attività di investimento

(144)

Flusso di cassa da attività di finanziamento

184

176

118

Incidenza %

Totale

102,9

Primo semestre 2005

Flusso di cassa da attività di esercizio

Entità correlate

Incidenza %

Entità correlate

Totale

L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

Primo semestre 2006

–

–

185

100,5

(222) 821

(71)

(60,2)

–

–

852

103,8

Informazioni relative alle imprese a controllo congiunto I valori relativi al bilancio delle imprese a controllo congiunto consolidate con il metodo dell’integrazione proporzionale sono i seguenti: (milioni di €)

30.06.2006

Capitale circolante netto Ricavi

(250) 403

Costi operativi

(374)

Utile operativo

29

Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti In data 27 marzo 2006 ha avuto esecuzione il contratto di acquisto del 100% del capitale di Snamprogetti; a seguito dell’acquisizione il Gruppo Saipem si è organizzato in tre business unit: Offshore, Onshore e Perforazioni. Posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali Durante il primo semestre del 2006 e al 30 giugno 2006 non si sono verificate e non sussistono posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali.

125

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / R E L A Z I O N E D E L L A S O C I E TA ’ D I R E V I S I O N E

Relazione della società di revisione sulla relazione semestrale

126

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / R E L A Z I O N E D E L L A S O C I E TA ’ D I R E V I S I O N E

127

SAIPEM RELAZIONE SEMESTRALE 2006

128

Informazioni relative alla Capogruppo Saipem SpA

129

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / INFORMAZIONI RELATIVE ALLA CAPOGRUPPO

Effetti derivanti dalla prima applicazione degli IFRS 7 Secondo le disposizioni del primo comma dell’art. 4 del D. Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38, a partire dall’esercizio 2006, il bilancio di esercizio della Saipem SpA è redatto in conformità ai principi contabili internazionali (IFRS) approvati dalla Commissione Europea.

duzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 30 giugno 2005 e del conto economico del primo semestre 2005; (vii) la riconciliazione del patrimonio netto al 30 giugno 2005 e dell’utile netto del primo semestre 2005 con quelli risultanti dall’applicazione degli IFRS.

Alla data di applicazione dei nuovi principi (1° gennaio 2005), che corrisponde all’inizio del primo periodo di confronto, va redatta una situazione patrimoniale che: - rileva tutte e solo le attività e le passività considerate tali in base ai nuovi principi; - valuta le attività e le passività nei valori che si sarebbero determinati qualora i nuovi principi fossero stati applicati fin dall’origine (applicazione “retrospective”); - riclassifica le voci precedentemente indicate in bilancio secondo modalità diverse da quelle degli IFRS.

I prospetti di riconduzione/riconciliazione sono stati redatti solo ai fini della transizione agli IFRS adottati dalla Commissione Europea. Stante questa finalità specifica, le informazioni fornite in questa sezione non devono intendersi sostitutive delle maggiori informazioni, anche comparative, che saranno fornite in occasione della redazione del primo bilancio completo redatto secondo gli IFRS.

L’effetto dell’adeguamento dei saldi iniziali, delle attività e delle passività ai nuovi principi è rilevato a patrimonio netto, secondo le modalità del D. Lgs. 31/2005, tenuto conto del relativo effetto fiscale che viene iscritto nelle passività per le imposte differite o nelle attività per le imposte anticipate. In applicazione dell’IFRS 1 sono state indicate di seguito: (i) la riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 31 dicembre 2004 e 1 gennaio 2005; (ii) la riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale e del conto economico del bilancio 2005; (iii) la riconciliazione dei patrimoni netti al 1° gennaio ed al 31 dicembre 2005 con quelli risultanti dall’applicazione degli IFRS; (iv) la riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS; (v) la riconduzione del rendiconto finanziario al 31 dicembre 2005; (vi) la ricon-

Le riconciliazioni agli IFRS relative al bilancio 2005 sono state oggetto di full audit da parte della PricewaterhouseCoopers. I principi contabili internazionali di riferimento sono indicati nella sezione “Criteri di valutazione”. In particolare si evidenzia che i dati presentati nei prospetti di riconciliazione e riconduzione potrebbero subire cambiamenti per riflettere gli orientamenti futuri della Commissione Europea in merito all’omologazione degli IFRS o di nuove pronunce dello IASB o dell’ IFRIC. Le principali opzioni previste dall’IFRS 1 adottate in sede di prima applicazione degli IFRS riguardano la facoltà, prevista per le imprese che adottano gli IFRS nel bilancio d’esercizio successivamente al consolidato, di iscrivere le attività e le passività agli stessi importi in entrambi i bilanci, salvo che per le rettifiche di consolidamento.

7 Secondo le disposizioni del paragrafo 5 del “Preface to International Financial Reporting Standards”, gli IFRS (International Financial Reporting Standards) rappresentano i principi e le interpretazioni adottate dall’International Accounting Standards Board (IASB), ex International Accounting Standards Commitee (IASC) e comprendono: (i) gli International Financial Reporting Standards (IFRS); (ii) gli International Accounting Standards (IAS); (iii) le interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International Financial Reporting Standards (IFRS) è stata adottata dallo IASB per i principi emessi successivamente al maggio 2003.

130

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Prospetti di riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 1° gennaio 2005, al 31 dicembre 2005, e del conto economico dell’ esercizio 2005 Di seguito è indicata la riconduzione agli IFRS delle diverse voci dello stato patrimoniale e del conto economico.

Stato patrimoniale al 1° gennaio 2005

31.12.2004

ATTIVITA’ ATTIVITA’ CORRENTI Disponibilità liquide ed equivalenti Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita Crediti commerciali ed altri crediti Rimanenze Attività per imposte correnti Altre attività Totale attività correnti ATTIVITA’ NON CORRENTI Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Altre partecipazioni Altre attività finanziarie Attività per imposte anticipate Altre attività Totale attività non correnti TOTALE ATTIVITA’ PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO PASSIVITA’ CORRENTI Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine Debiti commerciali e altri debiti Passività per imposte correnti Altre passività Totale passività correnti PASSIVITA’ NON CORRENTI Passività finanziarie a lungo termine Fondo per rischi e oneri Fondi per benefici ai dipendenti Passività per imposte differite Altre passività Totale passività non correnti TOTALE PASSIVITA’ PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Saipem SpA - capitale sociale (interamente versato e costituito da 441.410.900 azioni del valore nominale di 1 euro) - riserva sopraprezzo azioni - altre riserve - hedging reserve - utile (perdite) relative ai precedenti esercizi - utile (perdita) dell’esercizio Azioni proprie Totale patrimonio netto TOTALE PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO

9.360 21.899 524.586 119.542 37.818 23.801 737.006

– – – – – (861) (861)

99.554 12.886 – 1.417.053 20.521 2.563 6.394 1.558.971 2.295.977

42.911 (968) – – – – (1.721) 40.222 39.361

346.805 76.646 566.292 14.654 128.598 1.132.995

– 8.404 – – – 8.404

425.000 15.218 36.637 – 47 476.902 1.609.897

22.417 – (321) – – 22.096 30.500

1

441.178 62.440 103.740 – 17.968 60.754 – 686.080 2.295.977

– – – – 8.861 – – 8.861 39.361

IFRS

Effetto applicazione IAS 32-39

IFRS

Rettifiche

Precedenti principi contabili

(migliaia di €)

01.01.2005

9.360 21.899 524.586 119.542 37.818 22.940 736.145

9.360 21.899 524.586 119.542 37.818 22.940 736.145

– (21.899) – – – 23.763 1.864

9.360 – 524.586 119.542 37.818 46.703 738.009

142.465 11.918 – 1.417.053 20.521 2.563 4.673 1.599.193 2.335.338

142.465 11.918 – 1.417.053 20.521 2.563 4.673 1.599.193 2.335.338

– – – – – – – – 1.864

142.465 11.918 – 1.417.053 20.521 2.563 4.673 1.599.193 2.337.202

346.805 85.050 566.292 14.654 128.598 1.141.399

346.805 85.050 566.292 14.654 128.598 1.141.399

– – – – (15.826) (15.826)

346.805 85.050 566.292 14.654 112.772 1.125.573

447.417 15.218 36.316 – 47 498.998 1.640.397

447.417 15.218 36.316 – 47 498.998 1.640.397

12.448 – – – – 12.448 (3.378)

459.865 15.218 36.316 – 47 511.446 1.637.019

441.178 62.440 103.740 – 1,2,3,4,5 26.829 60.754 – 694.941 2.335.338

441.178 62.440 103.740 – 26.829 60.754 – 694.941 2.335.338

– – – 26.124 1.017 – (21.899) 5.242 1.864

441.178 62.440 103.740 26.124 27.846 60.754 (21.899) 700.183 2.337.202

1

1,2 3

1

1

4,5

131

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

La riconduzione agli IFRS delle diverse voci dello stato patrimoniale del bilancio 2005 è la seguente:

Stato patrimoniale al 31 dicembre 2005

IFRS

Rettifiche

31.12.2005

(migliaia di €)

ATTIVITA’ ATTIVITA’ CORRENTI Disponibilità liquide ed equivalenti

17.575

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

50.656

17.575 (50.656)

-

6

Crediti commerciali ed altri crediti

562.016

562.016

Rimanenze

105.285

105.285

Attività per imposte correnti

46.211

Altre attività

35.359

(17.388)

817.102

(68.044)

126.194

39.370

14.089

(646)

Totale attività correnti

46.211 17.971

1,6

749.058

ATTIVITA’ NON CORRENTI Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Altre partecipazioni Altre attività finanziarie Attività per imposte anticipate

165.564

1,2

13.443

3

-

-

1.434.012

1.434.012

-

-

7.025

11.123

10.680

(5.860)

Totale attività non correnti

1.592.000

43.987

1.635.987

TOTALE ATTIVITA’

2.409.102

(24.057)

2.385.045

Altre attività

18.148

3,4,6

4.820

1

PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO PASSIVITA’ CORRENTI Passività finanziarie a breve termine

702.331

Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

190.000

Debiti commerciali e altri debiti

333.148

Passività per imposte correnti Altre passività Totale passività correnti

702.331 5.409

195.409

1

333.148

42.230

42.230

101.581

8.337

1.369.290

13.746

235.000

14.072

1,6

4,5

109.918

6

1.383.036

PASSIVITA’ NON CORRENTI Passività finanziarie a lungo termine Fondo per rischi e oneri

14.329

Fondi per benefici ai dipendenti

44.109

(5.107)

-

6.268

Passività per imposte differite Altre passività Totale passività non correnti TOTALE PASSIVITA’

249.072 14.329 39.002 6.268

1,2,4

36

36

293.474

15.233

308.707

1.662.764

28.979

1.691.743

PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Saipem SpA - capitale sociale (interamente versato e costituito da 441.410.900 azioni del valore nominale di 1 euro) 441.411 - riserva sopraprezzo azioni - altre riserve - Hedging reserve - utile (perdite) relative ai precedenti esercizi - utile (perdita) dell’esercizio Azioni proprie Totale patrimonio netto

132

441.411

49.133

49.133

124.155

124.155

-

(12.199)

7.151

12.750

1,2,3,4,5,6

19.901

124.488

(2.931)

1,2,3,4,5,6

121.557

-

(50.656)

746.338

(53.036)

6

6

(12.199)

(50.656) 693.302

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Conto economico 2005 La riconduzione agli IFRS delle diverse voci del conto economico del bilancio 2005 è la seguente:

Riclassifica componenti straordinarie

Rettifiche

1.157.458

–

–

1.157.458

20.094

–

–

20.094

1.177.552

–

–

1.177.552

Acquisti, prestazioni e costi diversi

(889.734)

(152)

10.250

Costo lavoro

(152.984)

–

791

Ammortamenti e svalutazioni

(33.963)

–

(3.272)

Utile operativo

100.871

(152)

7.769

Oneri finanziari

(106.654)

–

(60.926)

91.038

–

50.257

(15.616)

–

(10.669)

74.050

–

1.123

159.305

(152)

(1.777)

157.376

(152)

152

–

–

Utile prima delle imposte

159.153

–

(1.777)

Imposte sul reddito

(34.665)

–

(1.154)

Utile netto

124.488

–

(2.931)

IFRS

31.12.2005

(migliaia di €)

RICAVI Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi TOTALE RICAVI COSTI OPERATIVI

Proventi finanziari Proventi (Oneri) finanziari netti Proventi (Oneri) su partecipazioni Utili prima delle componenti straordinarie e delle imposte Proventi (oneri) straordinari

1,2

(879.636)

4

(152.193) (37.235)

1,2,3

108.488 (167.580)

1,6

141.295

6

(26.285) 75.173

6

157.376 1,2,3,4,6

(35.819) 121.557

Riconciliazione del patrimonio netto al 1° gennaio 2005 La riconciliazione del patrimonio netto al 1° gennaio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente: (migliaia di €) Rif.(*) Patrimonio netto al 1° gennaio 2005 a principi contabili italiani

686.080

1 - locazioni finanziarie

4.479

2 - manutenzione ciclica

5.029

3 - costi di ricerca e sviluppo non capitalizzabili 4 - passività al servizio dei piani per benefici ai dipendenti 4 - valutazione attuariale fondo TFR 5 - riclassifica fair value piani stock grant 6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio

(968) (5.954) 916 5.359 39.589

6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazione del tasso di interesse

(12.448)

6 - riclassifica delle azioni proprie in portafoglio

(21.899)

Variazione netta Patrimonio netto a principi IFRS

14.103 700.183

(*) il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.

133

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005 La riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS: (migliaia di €) Rif.(*) Patrimonio netto del bilancio 2005 a principi contabili italiani

746.338

1 - locazioni finanziarie

11.751

2 - manutenzione ciclica

3.484

3 - costi di ricerca e sviluppo non capitalizzabili 4 - passività al servizio dei piani per benefici ai dipendenti

(646) (5.835)

4 - valutazione attuariale fondo TFR

1.588

5 - riclassifica fair value piani stock grant 6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio 6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazione del tasso di interesse 6 - riclassifica delle azioni proprie in portafoglio

9.354 (20.742) (6.189) (50.656)

- effetto fiscale

4.855

Variazione netta

(53.036)

Patrimonio netto a principi IFRS

693.302

(*) il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.

Riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 La riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:

(migliaia di €) Rif.(*) Utile netto 2005 a principi contabili italiani 1 - locazioni finanziarie 2 - manutenzione ciclica

124.488 7.272 (1.545)

3 - costi di ricerca e sviluppo non capitalizzabili

322

4 - passività al servizio dei piani per benefici ai dipendenti

119

4 - valutazione attuariale del fondo TFR 6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio 6 - storno minusvalenza su cessioni azioni proprie

672 (9.740) 1.123

- effetto fiscale

(1.154)

Effetto totale del passaggio agli IFRS

(2.931)

Utile netto a principi IFRS

121.557

(*) il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.

134

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Rendiconto finanziario al 31 dicembre 2005 La riconduzione agli IFRS delle diverse voci del rendiconto finanziario riclassificato del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2005 risultanti dall’applicazione dei principi contabili italiani è la seguente:

124.488 33.959 (137) 5.226 2.453 54 963 (75.173) (1.611) 27.218 (7.810) 152 34.665 1.552 145.999

(2.931) 3.272 – – (4.786) (1.123) – – 929 – (152) 1.154 3.995 358

121.557 37.231 (137) 5.226 (2.333) 54 (160) (75.173) (1.611) 28.147 (7.810) – 35.819 5.547 146.357

14.258 18.561 (23.211) (235.655) (20.900) (100.948) 55.173 1.245 (28.584) (286) (18.518) (91.918)

– – 10.197 (134) 1.615 12.036 – – (929) 286 – 11.393

14.258 18.561 (13.014) (235.789) (19.285) (88.912) 55.173 1.245 (29.513) 0 (18.518) (80.525)

(6.069) (55.805) (16.959) – (4.574) (83.407)

– (53) – – – (53)

(6.069) (55.858) (16.959) – (4.574) (83.460)

177 4.913 (23) 47 5.114 (78.293) (35.146) 75.000 (151.646) 355.526 (65.430) – 213.450 121 8.214 9.360 17.574

– – – – – (53) – 7.067 (12.939) (5.468) – – (11.340) – – – –

177 4.913 (23) 47 5.114 (78.346) (35.146) 82.067 (164.585) 350.058 (65.430) – 202.110 121 8.214 9.360 17.574

IFRS

Effetto del passaggio agli IFRS

Utile dell’esercizio Ammortamenti Svalutazioni (rivalutazioni) Variazioni per fondi rischi e oneri Variazione fondi per benefici ai dipendenti Minusvalenze da radiazione, da eliminazione e da estinzione Minusvalenze (plusvalenze) e perdite (recuperi) su crediti per disinvestimenti (Dividendi) (Interessi attivi) Interessi passivi Differenze di cambio non realizzate Oneri (proventi) straordinari Imposte sul reddito Altre rettifiche Risultato operativo prima della variazione del capitale d’esercizio Variazioni: - rimanenze - crediti commerciali e diversi - altre attività - debiti commerciali diversi - altre passività Flusso di cassa del risultato operativo Dividendi incassati Interessi incassati Interessi pagati Oneri (proventi) straordinari incassati (pagati) Imposte sul reddito pagate Flusso di cassa netto da attività d’esercizio Investimenti: - immobilizzazioni immateriali - immobilizzazioni materiali - partecipazioni e titoli - variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento - crediti finanziari Flusso di cassa degli investimenti Disinvestimenti: - immobilizzazioni materiali - partecipazioni e titoli - variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimenti - crediti finanziari Flusso di cassa dei disinvestimenti Flusso di cassa da attività di investimento Acquisto di azioni proprie Assunzione dei debiti finanziari a lungo termine Rimborso di debiti finanziari a lungo termine Incremento (decrementi) di debiti finanziari a breve termine Dividendi pagati Apporti di capitale proprio Flusso di cassa netto da attività di finanziamento Effetto delle differenze cambio Flusso di cassa netto del periodo Disponibilità liquide a inizio periodo Disponibilità liquide a fine periodo

Precedenti principi contabili

(migliaia di €)

135

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Natura delle principali rettifiche Di seguito è indicata la natura delle principali rettifiche effettuate sul patrimonio netto al 1° gennaio 2005 e sul conto economico dell’esercizio 2005 i cui effetti si riflettono sullo stato patrimoniale del bilancio al 31 dicembre 2005.

1) Diversi criteri di rappresentazione dei contratti di Leasing (rif. IAS 17 – Leasing) Secondo i principi contabili italiani i canoni relativi alle locazioni finanziarie sono imputati a conto economico. Per gli IFRS la rappresentazione dei contratti di leasing è effettuata secondo il metodo finanziario: la società utilizzatrice del bene assunto in leasing iscrive all’attivo il valore del bene al momento della stipula del contratto e fra le passività il valore attuale dei canoni da pagare, compreso il prezzo di riscatto. L’applicazione degli IFRS ha comportato un incremento del patrimonio netto al 1 gennaio 2005 di 4.479 migliaia di euro ed un effetto positivo sull’utile d’esercizio 2005 di 7.272 migliaia di euro.

2) Diversi criteri di iscrizione dei fondi per rischi e oneri (rif. IAS 37 – Accantonamenti, passività e attività potenziali; IAS 16 – Immobili, impianti e macchinario) Secondo i principi contabili italiani nei fondi per rischi e oneri si comprendono costi e oneri di natura determinata, di esistenza certa e probabile, dei quali alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati o nell’ammontare o nella data di sopravvenienza. I fondi per rischi e oneri non sono soggetto di attualizzazione. Secondo gli IFRS i fondi per rischi e oneri sono accantonati esclusivamente in presenza di un’obbligazione attuale considerata “probabile” conseguente ad eventi verificatisi entro la data di chiusura di bilancio derivanti da obbligazioni legali, contrattuali, oppure da dichiarazioni o comportamenti dell’impresa che determinano valide aspettative nelle persone coinvolte (obbligazioni implicite) e sempre che l’ammontare della passività possa essere determinato in modo attendibile. Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e la data dell’esborso connesso all’obbligazione può essere determinata in modo attendibile, il costo stimato è oggetto di attualizzazione al tasso rappresentativo del costo del denaro per l’impresa. Relativamente ai fondi manutenzioni cicliche, secondo gli IFRS questi costi, poiché non rappresentativi di obbligazioni attuali, sono iscritti all’attivo patrimoniale come componente distinta del bene principale nell’esercizio in cui sono sostenuti e sono inclusi nel processo di ammortamento considerando una vita utile appropriata. L’applicazione degli IFRS ha determinando un aumento del patrimonio netto al 1 gennaio 2005 di 5.029 migliaia di euro ed un effetto negativo sull’utile d’esercizio 2005 di 1.545.

3) Rettifica immobilizzazioni immateriali (rif. IAS 38 – Attività immateriali) Secondo i principi contabili italiani i costi di ricerca possono essere imputati a determinare condizioni all’attivo patrimoniale. Gli IFRS prevedono condizioni più stringenti per la loro imputazione all’attivo patrimoniale. L’applicazione degli IFRS ha determinato una riduzione del patrimonio netto al 1 gennaio 2005 per 968 mila euro e un incremento dell’utile al 31 dicembre 2005 per 322 mila euro.

4) Benefici a favore dei dipendenti (rif. IAS 19 – Benefici per i dipendenti) Secondo i principi contabili italiani i benefici successivi al rapporto di lavoro sono rilevati per competenza durante il periodo di rapporto di lavoro dei dipendenti, in conformità alla legislazione e ai contratti di lavoro applicabili. Secondo gli IFRS i benefici successivi di lavoro (es. pensioni, assicurazioni sulla vita e assistenza medica successivi al rapporto di lavoro, ecc.) sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a benefici definiti”. Nei programmi a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa è limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo).

8 Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il TFR è assimilato a un programma a benefici definiti. 9 Le ipotesi attuariali riguardano, tra l’altro, le seguenti variabili: (i) il livello delle retribuzioni future; (ii) il tasso di mortalità dei dipendenti; (iii) il tasso di rotazione dei dipendenti; (iv) la percentuale dei partecipanti al piano con persone a carico che avranno diritto ai benefici (es. coniugi e figli dei dipendenti); (v) nell’ambito dei piani di assistenza sanitaria, la frequenza delle richieste di rimborso e le modifiche future nei costi delle prestazioni sanitarie; (vi) i tassi di interesse.

136

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

I programmi a benefici definiti sono piani previdenziali, assicurativi e assistenziali che prevedono l’obbligazione dell’impresa, anche implicita), di concedere i benefici non formalizzati a favore degli ex dipendenti8. Gli oneri connessi (attualizzati), determinati sulla base di ipotesi attuariali9, sono accantonati per competenza di esercizio coerentemente al periodo lavorativo necessario per l’ ottenimento dei benefici. L’ applicazione degli IFRS ha determinato un decremento del patrimonio netto al 1 gennaio 2005 di 5.038 migliaia di euro mentre l’utile al 31 dicembre 2005 è stato incrementato per 791 mila euro.

5) Piani Stock Grant (rif. IFRS 2 - Pagamenti basati su azioni) Secondo i principi contabili italiani il costo dei piani stock grant viene rilevato a conto economico ogni anno con un importo pari alla quota parte del fair value delle stock grant maturata nell’esercizio e accantonata ad un fondo oneri futuri. Secondo gli IFRS nel caso di operazioni con pagamento basato su azioni regolato con strumenti rappresentativi di capitale (nel quale ricade il caso delle stock grant a favore dei dipendenti) la società deve valutare i beni o i servizi ricevuti e l’incremento corrispondente nel valore del patrimonio netto direttamente al fair value. L’applicazione degli IFRS ha determinato l’aumento del patrimonio netto al 1 gennaio 2005 di 5.359 migliaia di euro.

6) Adozione dei principi IAS 32 - 39 Relativamente agli IAS 32 e 39, riguardanti la valutazione degli strumenti finanziari inclusi i derivati su operazioni di copertura del rischio di cambio, Saipem si è avvalsa della facoltà concessa dall’IFRS 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting standards” di definire quale data di transazione il 1° gennaio 2005, senza effettuare il restatement dei valori posti a confronto. Le rettifiche hanno determinato una diminuzione dell’utile al 31 dicembre 2005 di 9.740 migliaia di euro. La natura delle rettifiche che hanno interessato il patrimonio netto al primo gennaio 2005 sono state le seguenti: (migliaia di €) 1 gennaio 2005 - Riclassifica delle azioni proprie in portafoglio a deduzione delle riserve di patrimonio netto - Effetti associati alla valutazione del fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio - Effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazioni del tasso di interesse Totale rettifiche IAS 32 e 39

(21.899) 39.589 (12.448) 5.242

137

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Prospetti di riconduzione agli IFRS dei dati semestrali Di seguito è indicata la riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 30 giugno 2005 e del conto economico del primo semestre 2005.

Stato patrimoniale al 30 giugno 2005

138

15.146 39.831 546.037 176.180 47.182 21.016 845.392

– (39.831) – – – 75 (39.756)

15.146 – 546.037 176.180 47.182 21.091 805.636

107.123

40.954

11.528 1.427.604 18.241 2.563 6.095 1.573.154 2.418.546

(968) – – – (1.290) 38.696 (1.060)

148.077 0 10.560 1.427.604 18.241 2.563 4.805 1.611.850 2.417.486

544.380 151.646 499.873 17.800 69.881 1.283.580

– 8.140 – – 10.017 18.157

544.380 159.786 499.873 17.800 79.898 1.301.737

425.000 15.218 38.782

30.971 – (942)

42 479.042 1.762.622

– 30.029 48.186

455.971 15.218 37.840 0 42 509.071 1.810.808

441.181 49.133 130.378 – 369 34.863 – 655.924 2.418.546

– – – (22.154) 10.499 2.240 (39.831) (49.246) (1.060)

441.181 49.133 130.378 (22.154) 10.868 37.103 (39.831) 606.678 2.417.486

IFRS

Rettifiche

ATTIVITA’ ATTIVITA’ CORRENTI Disponibilità liquide ed equivalenti Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita Crediti commerciali ed altri crediti Rimanenze Attività per imposte correnti Altre attività Totale attività correnti ATTIVITA’ NON CORRENTI Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Altre partecipazioni Altre attività finanziarie Attività per imposte anticipate Altre attività Totale attività non correnti TOTALE ATTIVITA’ PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO PASSIVITA’ CORRENTI Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine Debiti commerciali e altri debiti Passività per imposte correnti Altre passività Totale passività correnti PASSIVITA’ NON CORRENTI Passività finanziarie a lungo termine Fondo per rischi e oneri Fondi per benefici ai dipendenti Passività per imposte differite Altre passività Totale passività non correnti TOTALE PASSIVITA’ PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Saipem SpA - capitale sociale (interamente versato e costituito da 441.181.100 azioni del valore nominale di 1 euro) - riserva sopraprezzo azioni - altre riserve - hedging reserve - utili relativi ai precedenti esercizi - utile del periodo Azioni proprie Totale patrimonio netto TOTALE PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO

30.06.2005

(migliaia di €)

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Conto economico primo semestre 2005

Rettifiche

570.574

–

IFRS

Semestrale 2005

(migliaia di €)

RICAVI Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi

570.574

3.566

–

3.566

574.140

–

574.140

(468.527)

5.091

(463.436)

TOTALE RICAVI COSTI OPERATIVI Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Costo lavoro

(72.240)

–

(72.240)

Ammortamento e svalutazioni

(15.923)

(1.957)

(17.880)

17.450

3.134

20.584

UTILE OPERATIVO PROVENTI ED ONERI FINANZIARI Proventi finanziari

8.356

9.949

18.305

Oneri finanziari

(22.171)

(10.843)

(33.014)

Totale Proventi (Oneri) Finanziari

(13.815)

(894)

(14.709)

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

35.191

–

35.191

Imposte sul reddito

(3.963)

–

(3.963)

Utile netto d’esercizio

34.863

2.240

37.103

Riconciliazione del patrimonio netto della relazione semestrale 2005 La riconciliazione del patrimonio netto della relazione semestrale 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente: (migliaia di €) Rif.(*) Patrimonio netto al 30 giugno 2005 a principi contabili italiani

655.924

1 - locazioni finanziarie

7.898

2 - manutenzione ciclica

4.242

3 - costi di ricerca e sviluppo non capitalizzabili

(968)

4 - passività al servizio dei piani per benefici ai dipendenti 4 - valutazione attuariale fondo TFR 5 - riclassifica fair value piani stock grant 6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio

(5.954) 916 5.980 (9.081)

6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazione del tasso di interesse

(12.448)

6 - riclassifica delle azioni proprie in portafoglio

(39.831)

Variazione netta

(49.246)

Patrimonio Netto a principi IFRS

606.678

(*) il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.

139

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Riconciliazione dell’utile netto della relazione semestrale 2005 La riconciliazione dell’utile netto della relazione semestrale 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente: (migliaia di €) Rif.(*) Utile Netto del primo semestre 2005 a principi contabili italiani

34.863

1 - locazioni finanziarie

3.419

2 - manutenzione ciclica

(787)

6 - effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio

(392)

Effetto totale del passaggio agli IFRS

2.240

Utile Netto a principi IFRS

37.103

(*) il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.

140

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Situazione contabile di Saipem SpA al 30 giugno 2006

141

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Stato patrimoniale (migliaia di €)

31.12.2005

30.06.2006

17.575

25.040

ATTIVITA’ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

-

-

Crediti commerciali ed altri crediti

562.016

635.616

Rimanenze

105.285

77.037

46.211

52.057

Attività per imposte correnti Altre attività Totale attività correnti

17.971

31.377

749.058

821.127

165.564

148.212

13.443

8.825

ATTIVITA’ NON CORRENTI Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Altre partecipazioni Altre attività finanziarie Attività per imposte anticipate Altre attività

-

-

1.434.012

1.452.736

-

329

18.148

9.769

4.820

4.778

Totale attività non correnti

1.635.987

1.624.649

TOTALE ATTIVITA’

2.385.045

2.445.776

Passività finanziarie a breve termine

702.331

833.422

Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

195.409

145.068

Debiti commerciali e altri debiti

333.148

393.452

Passività per imposte correnti

42.230

15.600

109.918

125.862

1.383.036

1.513.404

249.072

222.379

PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO PASSIVITA’ CORRENTI

Altre passività Totale passività correnti PASSIVITA’ NON CORRENTI Passività finanziarie a lungo termine Fondo per rischi e oneri

14.329

14.329

Fondi per benefici ai dipendenti

39.002

42.366

6.268

7.232

Passività per imposte differite Altre passività Totale passività non correnti TOTALE PASSIVITA’

36

37

308.707

286.343

1.691.743

1.799.747

441.411

441.411

PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Saipem SpA - capitale sociale, interamente versato e costituito da 441.410.900 azioni del valore nominale di 1 euro - riserva sopraprezzo azioni - altre riserve - utile (perdite) relative ai precedenti esercizi - utile (perdita) dell’esercizio

49.133

54.909

111.956

174.413

19.901

5.475

121.557

56.187

Azioni proprie

(50.656)

(86.366)

Totale patrimonio netto

693.302

646.029

2.385.045

2.445.776

TOTALE PASSIVITA’ E PATRIMONIO NETTO

142

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Conto economico (migliaia di €)

1° semestre 2005

1° semestre 2006

570.574

514.143

3.566

1.317

574.140

515.460

RICAVI Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Totale Ricavi COSTI OPERATIVI Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

(463.436)

(406.096)

Costo lavoro

(72.240)

(80.212)

Ammortamento e svalutazioni

(17.880)

(17.706)

20.584

11.446

18.305

61.257

UTILE (PERDITA) OPERATIVO PROVENTI (ONERI) FINANZIARI Proventi finanziari Oneri finanziari

(33.014)

(77.353)

Totale Proventi (Oneri) Finanziari

(14.709)

(16.096)

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

35.191

69.462

Imposte sul reddito

(3.963)

(8.625)

Utile netto d’esercizio

37.103

56.187

Utile per azione semplice

0,08

0,13

Utile per azione diluito

0,08

0,13

143

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Prospetto delle variazione del patrimonio netto

144

Riserve per acquisto azioni proprie

Riserva utili su cambi

Riserva art. 13 D.Lgs. N. 124/1993

Riserva per cash flow hedge

Utili portati a nuovo

Utile dell’esercizio

55.371 – 55.371 – 55.371 –

21.899 – 21.899 – 21.899 –

21.000 – 21.000 – 21.000 –

2.850 – 2.850 – 2.850 –

289 – 289 – 289 –

– – – – – –

44 – 44 – 44 –

– – – 26.124 26.124 –

17.968 8.861 26.829 1.017 27.846 –

60.754 – 60.754 – 60.754 37.103

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(48.278)

–

–

–

(48.278)

– – (13.308)

– – –

– 3.038 –

– – –

– – 24.000

– – –

– – –

– – –

– – –

– – –

(7.713) (57.716) – (3.038) (10.692) –

– – –

(65.429) – –

– – –

– – –

– – –

– – 18.328 (18.328) (396) –

– – –

(3) – –

– – –

– – –

– – –

– – 396

– – –

– – (18.328) (18.328) 396 396

– 49.133 –

– 2.286 –

– 58.409 –

– 39.831 –

– 26.672 –

– 2.850 –

– 286 –

– – –

– 44 –

– (22.154) –

1.031 10.868 –

– 37.103 84.454

– 1.031 (39.831) 606.678 – 84.454

–

–

–

–

–

–

–

–

–

9.955

–

–

– – –

– – –

– – –

– – 16.818 (16.818) (5.993) –

– – –

(230) – –

– – –

– – –

– – –

– – 5.993

– – –

– – (16.818) (16.818) 5.993 5.993

– 49.133 –

– 2.286 –

– 58.409 –

– 50.656 –

– 9.854 –

– 2.850 –

– 56 –

– – –

– 44 –

– (12.199) –

3.040 – 19.901 121.557 – 56.187

– 3.040 (50.656) 693.302 – 56.187

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

(2.931)

2.931

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

13.123

–

–

–

13.123

– – – 5.776 –

– – – – –

– 6.224 – – –

– – – – 36.371

– – 36.000 (5.776) (36.371)

– – – – –

– – – – –

– 4.857 – – –

– – – – –

– – – – –

–

–

–

(661)

–

–

–

–

–

–

661

–

– – – – 54.909

– – – – 2.286

– – – – 64.633

– – – – 86.366

– – – – 3.707

– – – – 2.850

– – – – 56

– – – – 4.857

– – – – 44

– – – – 924

1.819 (34) (102) (157) 14.165

– – – – 56.187

Totale Patrimonio Netto

Riserva per azioni proprie in portafoglio

2.286 – 2.286 – 2.286 –

Azioni proprie

Riserva legale

62.441 – 62.441 – 62.441 –

Riserva contributi a fondo perduto Riserva per emissione azioni ai sensi dell’art. 2349 del Codice Civile

Riserva di valutazione Legge 30.12.91 n. 413 art. 26

Saldi al 31.12.2004 441.178 Effetto prima dell’applicazione Ias – Saldi al 31.12.2004 rettificati 441.178 Effetto applicaz. Ias 32 e 39 – Saldi al 1.1.2005 rettificati 441.178 Utile primo semestre 2005 – Proventi (Oneri) imputati direttamente a patrimonio netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti – Destinazione dell’utile residuo – Autorizzazione acquisto azioni proprie – Operazione di aumento gratuito– capitale sociale ai sensi art. 2349 C.C. 3 Acquisto azioni proprie – Azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione – Altri movimenti di patrimonio netto Costo stock option/grant – Saldi al 30.06.2005 441.181 Utile secondo semestre 2005 – Proventi (Oneri) imputati direttamente a patrimonio netto Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – Operazioni con gli azionisti Operazione di aumento gratuito capitale sociale ai sensi art. 2349 C.C. 230 Acquisto azioni proprie – Azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione – Altri movimenti di patrimonio netto Costo stock option/grant – Saldi al 31.12.2005 441.411 Utile 1° semestre 2006 – Proventi (oneri) imputati direttamente a patrimonio netto – Variazione del fair value derivati cash flow hedge, al netto dell’effetto fiscale – Operazioni con gli azionisti Dividendi distribuiti – Destinazione dell’utile residuo – Autorizzazione acquisto azioni proprie – Scadenza autorizzazione acquisto azioni proprie – Acquisto azioni proprie – Trasferimento riserva per azioni proprie – cedute a fronte di piani di incentivazione Altri movimenti di patrimonio netto – Costo stock option/grant Minusvalenza da cessione azioni grant – Minusvalenza da cessione azioni option – Fair value azioni proprie – Saldi al 30.06.2006 441.411

Riserva per sopraprezzo delle azioni

Capitale

(migliaia di €)

– 686.080 – 8.861 – 694.941 (21.899) 5.242 (21.899) 700.183 – 37.103

–

9.955

– (82.399) – (82.399) 31.008 (42.089) – – (36.000) – – – – – – – – – (36.371) (36.371) 661

661

– 1.819 – (34) – (102) – (157) (86.366) 646.029

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Rendiconto finanziario al 30 giugno 2006 (migliaia di €)

Primo semestre 2005

2006

Utile del periodo

37.103

56.187

Ammortamenti

17.880

17.706

(130)

(1.394)

Svalutazioni (rivalutazioni) Variazioni per fondi rischi e oneri Variazione fondi per benefici ai dipendenti Minusvalenze da radiazione, da eliminazione e da estinzione Minusvalenze (plusvalenze) e perdite (recuperi) su crediti per disinvestimenti (Dividendi)

0

0

1.524

3.364

29

207

(133)

(868)

(35.173)

(69.462)

(Interessi attivi)

(670)

(481)

Interessi passivi

15.954

19.719

740

8.553

Differenze di cambio non realizzate Imposte sul reddito

3.963

8.625

621

1.743

41.708

43.899

- rimanenze

(56.638)

28.248

- crediti commerciali e diversi

(15.815)

(76.828)

15.774

(2.051)

- debiti commerciali diversi

(60.601)

59.114

- altre passività

(71.702)

14.162

(147.274)

66.544

20.173

109.462

Altre rettifiche Risultato operativo prima della variazione del capitale d’esercizio Variazioni:

- altre attività

Flusso di cassa del risultato operativo Dividendi incassati Interessi incassati Interessi pagati Imposte sul reddito pagate Flusso di cassa netto da attività d’esercizio

670

335

(11.662)

(15.723)

(4.517)

(35.122)

(142.610)

125.496

Investimenti: - immobilizzazioni immateriali

(1.377)

(1.521)

- immobilizzazioni materiali

(20.783)

(18.859)

- partecipazioni e titoli

(10.551)

(18.750)

(4.094)

(14.638)

(36.805)

(53.768)

- immobilizzazioni materiali

133

25.307

- partecipazioni e titoli

396

443

-

(25.300)

- crediti finanziari Flusso di cassa degli investimenti Disinvestimenti:

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimenti - crediti finanziari Flusso di cassa dei disinvestimenti

14

-

543

450

Flusso di cassa da attività di investimento

(36.262)

(53.318)

Acquisto di azioni proprie

(18.328)

(36.371)

Assunzione dei debiti finanziari a lungo termine

75.000

-

Rimborso di debiti finanziari a lungo termine

(4.159)

(77.034)

Incremento (decrementi) di debiti finanziari a breve termine

197.575

131.091

Dividendi pagati

(65.430)

(82.399)

Apporti di capitale proprio Flusso di cassa netto da attività di finanziamento

-

-

202.986

(28.342)

Flusso di cassa netto del periodo

5.786

7.465

Disponibilità liquide a inizio periodo

9.360

17.575

15.146

25.040

Disponibilità liquide a fine periodo

145

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Criteri di valutazione I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione Semestrale Consolidata, cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e controllate congiuntamente. In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, collegate e controllate congiuntamente sono valutate al costo di acquisto comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione. In presenza di eventi che fanno presumere una riduzione di valore, la recuperabilità del valore di iscrizione delle partecipazioni è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso. In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori espressi da un mercato attivo, da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita dell’asset. Il valore d’uso è determinato nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell’impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dell’asset e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e documentabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche prevedibili, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’ attualizzazione è effettuata a un tasso che tiene conto del rischio implicito nei settori di attività in cui opera l’impresa. Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque le sue perdite. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”. Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, se possedute per attività di trading, ovvero alla voce di patrimonio netto “Altre riserve”; in quest ’ultima fattispecie la riserva è imputata a conto economico all’atto della svalutazione o del realizzo. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le perdite di valore non sono oggetto di ripristino.

146

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Azioni proprie detenute dalla Saipem SpA La Saipem SpA non detiene azioni della società controllante Eni SpA, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona. Come precedentemente descritto nella relazione sulla gestione del Gruppo, nell’ambito della politica di incentivazione dei dirigenti, nel corso del primo semestre del 2006, sono state acquistate n. 1.919.355 azioni ordinarie; le azioni acquistate al 30 giugno 2006 ed in portafoglio, ammontano a 7.700.201 azioni per un controvalore

di 86.367 milioni di euro, ad un prezzo medio di acquisto di 11,204 euro per azione. Alla data del 20 settembre 2006 la società ha in portafoglio n. 6.973.944 azioni proprie. La Saipem SpA dichiara inoltre che, nel corso del primo semestre del 2006, non ha acquistato o alienato azioni della società controllante Eni SpA, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona.

Rapporti con le imprese controllate, le collegate, la controllante e le altre imprese del gruppo Eni Considerata l’elevata provenienza estera del suo fatturato, la Società si avvale, per una più efficace presenza operativa sul mercato, di controllate e collegate, soprattutto all’estero, con le quali intrattiene rapporti di natura commerciale a normali condizioni di mercato, consistenti principalmente nel noleggio di mezzi navali e terrestri e nelle prestazioni di personale specializzato. L’Eni fornisce alla Società prestazioni specialistiche nella formazione professionale, in materia amministrativa, legale e fiscale, nonché nel campo delle attività promozionali e di immagine.

mercato, rapporti con le imprese finanziarie del Gruppo: Enifin SpA, Sofid SpA, Eni International Bank Ltd. ed Eni Coordination Center SA e rapporti di natura commerciale principalmente con Eni Divisione Exploration & Production, Eni Divisione Gas & Power e Snamprogetti. Inoltre si avvale del supporto di Enidata per lo sviluppo e l’implementazione del nuovo sistema informativo integrato SAP. I rapporti economici e patrimoniali con queste imprese, come specificatamente raccomandato dalla CONSOB, sono dettagliatamente indicati nelle note alla situazione contabile infrannuale del Gruppo.

La Società intrattiene a sua volta, a normali condizioni di

147

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Situazione delle partecipazioni e andamento delle partecipate Partecipazioni azionarie e non azionarie al 30 giugno 2006

1,52

26.488.695

Sede

€

Ragione Sociale

Importo

Impresa

Valore nominale unitario

Moneta di conto

Numero Azioni o quote

Capitale Sociale

Imprese Controllate 17.426.773

SAIPEM sa

Montigny Le Bretonneux

380.000

€

453,80

172.444.000

9.020.216

€

1,00

9.020.216

ENERGY MAINTENANCE SERVICES SpA

1.300.000

€

5,16

6.708.000

INTERMARE SARDA SpA

5.000.000

€

0,51

2.550.000

SAIPEM ENERGY INTERNATIONAL SpA

S.Donato M.se

5.000.000

€

1,00

5.000.000

SAIPEM PROJECT SpA

S.Donato M.se

1.700.000

€

0,52

884.000

–

€

–

10.329,14

CONSORZIO SAPRO

–

€

–

25.823

CONSORZIO USG

SAIPEM INTERNATIONAL BV

SAIPEM FPSO SpA

Amsterdam S.Donato M.se Tortolì

Marghera Pescara

Imprese Collegate Parma

Altre imprese partecipate 4.950.000

€

1

4.950.000

ENIACQUA CAMPANIA SpA

400.000

€

5,16

2.064.000

TECNOMARE SpA

–

€

–

260.000

–

€

–

–

€

5.000

D.ALG.

(*) Imprese e consorzi in liquidazione.

148

– 1.000

CONSORZIO VENEZIA NUOVA

Napoli Venezia Venezia

51.645,69

CEPAV (CONS. ENI ALTA VELOCITA’) DUE

S.Donato M.se

51.645,69

CEPAV (CONS. ENI ALTA VELOCITA’) UNO

S.Donato M.se

5.000.000

ALGERIENNE CO. IND. ET PETR.

Algeri

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Valore di carico unità di Euro

99,99

Valore nominale moneta di conto

17.426.767

Possesso %

Numero azioni possedute

Partecipazione

266.488.686

961.389.680

380.000

100

172.444.000

454.333.212

9.020.216

100

9.020.216

18.260.109

1.300.000

100

6.708.000

7.636.777

5.000.000

100

2.550.000

5.494.659

5.000.000

100

5.000.000

5.000.000

1.700.000

100

884.000

470.647

–

51 Totale Imprese Controllate

–

126.225 20.000 – – – 2.450

5.267,86

5.268

1.452.590.352

40

10.329

Totale Imprese Collegate

10.329

10.329

2,55

126.225

96.810

5

103.200

25.823

6.500

6.500

6.197,48

6.197

2,5 12

134

134

49

0,26

2.450.000

–

Totale Altre Imprese Partecipate

135.464

Totale Generale

1.452.736.145

(*)

149

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Andamento economico delle principali partecipate Controllate Saipem sa La Società, di diritto francese, posseduta al 100% dalla Saipem SpA opera direttamente o tramite le proprie controllate e collegate nel campo dell’ingegneria e costruzione per i settori di attività Offshore e Onshore. Nel primo semestre del 2006 ha realizzato ricavi consolidati per 839 milioni di euro con un perdita pari a 29,1 milioni di euro. Le informazioni di maggior dettaglio riguardanti le acquisizioni di ordini e le realizzazioni del semestre suddivise per settore di attività sono ampiamente illustrate nella Relazione sull’Andamento della Gestione. Saipem International BV La Società, di diritto olandese, ha il ruolo di holding finanziaria a cui è affidata la gestione di parte delle partecipazioni estere del Gruppo. Il capitale sociale è detenuto al 100% dalla Saipem SpA. Il primo semestre del 2006 si è chiuso con un utile pari a 66,7 milioni di euro. Camom sa La Società, di diritto francese, opera nel settore Onshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 71,4 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 1,4 milioni di euro. Energy Maintenance Service SpA La Società opera nel settore Offshore. ed è posseduta interamente da Saipem SpA. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 63,1 milioni di euro ed il risultato economico conseguito è rappresentato da un utile di 3,3 milioni di euro. Global PetroProjects Services AG La Società, di diritto svizzero, svolge, principalmente, il servizio di reperimento e fornitura di manodopera qualificata per tutte le attività del Gruppo. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 96,6 milioni di euro ed il risultato economico è risultato positivo per un importo pari a 2,2 milioni di euro. Intermare Sarda SpA La Società opera nel settore delle Offshore ed è posseduta al 100% dalla Saipem SpA. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 17,6 milioni di euro ed il risultato economico conseguito è rappresen-

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tato da una perdita di 0,7 milioni di euro. Moss Maritime AS La Società, di diritto norvegese, svolge attività di ingegneria nella progettazione di sistemi galleggianti di trattamento e produzione di petrolio, di navi per il trasporto di gas naturale liquefatto (GNL) e di unità sommergibili di perforazione. I ricavi del primo semestre del 2006 sono stati pari a 11,1 milioni di euro ed il risultato è rappresentato da un utile di 3,5 milioni di euro. Saibos Akogep Snc La società, di diritto francese, è posseduta al 70% da Saibos SAS. Opera nel settore Offshore e attualmente è impegnata nello svolgimento del progetto Amenam 2. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 23,9 milioni di euro e l’utile è rappresentato da una perdita di 3,7 milioni di euro. Saibos sas La Società, di diritto francese, è detenuta al 100% dalla Saipem sa e opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 102,2 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da una perdita di 7 milioni di euro. Saibos Construções Marítimas Lda La Società, di diritto portoghese, opera nel settore Offshore, nell’area del West Africa e delle coste atlantiche dell’America del Sud. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 69,3 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 3 milioni di euro. Saipem Asia Sdn Bhd La Società, di diritto malese, opera nei settori Offshore e Onshore nel Sud-Est asiatico. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 78,7 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 3,8 milioni di euro. European Marine Commerce BV La società, di diritto olandese, opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 112,1 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 8,5 milioni di euro. Saipem Contracting (Nigeria) Ltd La Società, di diritto nigeriano, opera nei settori Offshore e Onshore dalla yard di prefabbricazione di Romoulomeni, situata sul delta del Niger. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 68,3 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 0,4 milioni di euro.

S A I P E M R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / I N F O R M A Z I O N I R E L AT I V E A L L A C A P O G R U P P O

Saipem India Project Services Limited La Società, di diritto indiano, opera nel settore Onshore offrendo servizi specialistici di ingegneria. I ricavi del primo semestre 2006 sono stati di 5,1 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un sostanziale pareggio. Saipem Mediterranean Services Llc La Società di diritto croato, opera nel settore Offshore fornendo servizi di ingegneria e project management. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono pari a 5,9 milioni di euro ed il risultato economico è rappresentato da un utile pari a 0,3 milioni di euro. Saipem (Nigeria) Ltd La Società, di diritto nigeriano, opera nel settore delle Perforazioni Terra e Mare. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 11,7 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile che ammonta a 1,4 milioni di euro. Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda La Società, di diritto portoghese, gestisce la quasi totalità della flotta del Gruppo Saipem. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 387,3 milioni di euro, con un utile di 41,2 milioni di euro. Saipem UK Ltd La Società, di diritto inglese, opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 208,1 milioni di euro ed il risultato è rappresentato da un utile di 2,8 milioni di euro. Saudi Arabian Saipem Ltd La Società, di diritto saudita, opera nei settori Onshore e Perforazioni Terra e Mare. I ricavi conseguiti primo semestre del 2006 sono stati pari a 88,5 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile che ammonta a 7,9 milioni di euro. Société Nouvelle Technigaz sa La Società, di diritto francese, opera nel settore Onshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 35,0 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 11,9 milioni di euro. Sofresid Engineering sa La Società, di diritto francese, detenuta per il 99,99% dalla Sofresid sa, opera nel settore Onshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 38,6 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 3,0 milioni di euro.

Sofresid sa La Società, di diritto francese, opera nei settori Offshore e Onshore, fornendo servizi di ingegneria e project management. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 20,7 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 4,1 milioni di euro. Saipem America Inc La Società, di diritto statunitense, opera nell’Offshore ed in particolare nel ramo del sub-sea services. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 70,1 milioni di euro ed il risultato è rappresentato da un utile pari a 7,5 milioni di euro. Sonsub Ltd La Società, di diritto inglese, opera nell’Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 60 milioni di euro ed il risultato economico è rappresentato da un utile pari a 5 milioni di euro. Petrex SA La Società, di diritto peruviano, opera nel settore delle Perforazioni Terra. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 26,7 milioni di euro ed il risultato è rappresentato da una perdita pari a 3,1 milioni di euro. Petromar Lda La Società, di diritto angolano, opera nei settori Onshore e Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 54,2 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 0,7 milioni di euro. PT Saipem Indonesia La Società, di diritto indonesiano, opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 84,1 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 0,4 milioni di euro. STTS Snc La società, di diritto francese, è detenuta per il 57% dalla Saipem sa e per il 3% dalla Société Nouvelle Technigaz sa opera nel settore Onshore. Attualmente è impegnata nella realizzazione del progetto Guandong. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 11,9 milioni di euro con una perdita pari a 0,8 milioni di euro. Collegate Bos Shelf Limited Society La Società, di diritto azero, posseduta al 50% dalla Star Gulf e per il 50% da terzi, opera nel settore Offshore. I

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ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 23 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 3,4 milioni di euro. FPSO - Firenze Produção De Petróleo Lda La Società, di diritto Portoghese, è posseduta pariteticamente e gestita congiuntamente dalla Saipem (Portugal) Gestão e Participações SGPS SA e dalla Single Buoy Moorings (SBM). La Società detiene la proprietà e gestisce un’unità di produzione galleggiante operante nel campo “Aquila” dell’Eni-Divisione E&P. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 4,1 milioni di euro e l’utile è risultato pari a 1,9 milioni di euro. FPSO - Mystras Produção de Petroleo, Lda La Società, di diritto Portoghese, è posseduta pariteticamente e gestita congiuntamente dalla Saipem (Portugal) Gestão e Participações SGPS SA e dalla Single Buoy Moorings (SBM). La società detiene la proprietà e gestisce un’unità di produzione galleggiante operante sui giacimenti di Okono/Okpoho in Nigeria. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 9,8 milioni di euro e l’utile è risultato pari a 3 milioni di euro. Lipardiz Construção de Estruturas Maritimas Unipessoal Lda La Società, di diritto Portoghese, è posseduta al 50% dalla Saipem (Portugal) Gestão e Participações SGPS SA. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2005 sono pari a 23,9 milioni di euro e l’utile è risultato pari a 5,4 milioni di euro. Société pour la Realisation du Port de Tanger Mediterranée La società, costituita e registrata in Marocco, è detenuta per il 33,33% dalla SAS Port de Tanger. Opera nel settore Onshore. e attualmente è impegnata nei lavori di scavo e bonifica del porto di Tangere. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 12,0 milioni di euro mentre il risultato è rappresentato da un utile pari a 1,5 milioni di euro. Starstroi Limited Liability Company La Società, di diritto russo, posseduta per il 50% dalla Saipem sa e per il 50% dalla società russa LUKoilNeftegazstroy, opera nel settore Onshore. Attualmente è impegnata nell’esecuzione del progetto EPC Sakhalin II da realizzare nell’omonima isola situata di fronte alla Siberia Orientale. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati di 114,8 milioni di euro e il risultato è rappresentato da una perdita di 2,6 milioni di euro.

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Informativa sulle società con sede in Paesi con regimi fiscali privilegiati a) Società residenti in paesi inclusi negli elenchi di cui all’art. 1 del Decreto del Ministero delle Finanze n° 429 del 21 Novembre 2001: redditi di competenza del Gruppo assoggettato a tassazione in Italia. Saipem sa – Francia (100% Saipem) filiale degli Emirati Arabi Uniti: la filiale è stata registrata nel 2001 per gestire acquisiti sul mercato locale da destinare a progetti nell’area del Golfo. Nel primo semestre del 2006 è stata inattiva e ha rilevato esclusivamente i costi di struttura locali. SNC Saipem – Bouygues TP – Monaco (70% Saipem): la società è stata costituita nel 2005 allo scopo di effettuare i lavori per l’estensione del Porto della Condamine nel Principato di Monaco. Il committente è lo stesso Principato di Monaco. Non appena disponibile il bilancio 2005, sarà presentata l’ istanza di interpello al fine di chiedere la disapplicazione della disciplina di cui all’art. 167 TUIR perché la società svolge nel Principato di Monaco un’effettiva attività. Upstream Constructor International FzCo. – U.A.E. (50% Saipem): la società, per la quale è stata presentata l’istanza di interpello all’Agenzie dell’Entrate, opera negli Emirati Arabi Uniti e svolge esclusivamente l’attività di approvvigionamento, costruzione e messa in servizio di piattaforme petrolifere a mare. La società, nel primo semestre del 2006 ha realizzato ricavi e risultati trascurabili. b) Società residenti in paesi inclusi negli elenchi di cui all’art. 1 del Decreto del Ministero delle Finanze n°429 del 21 Novembre 2001: redditi non soggetti ad imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte dell’Agenzia delle Entrate. Saipem Singapore Ltd – Singapore (100% Saipem): la società per la quale è in corso di presentazione l’istanza di interpello all’Agenzia delle Entrate, fornisce servizi di assistenza tecnica alla costruzione di uno stabilimento di produzione e stoccaggio galleggiante nell’ambito del Progetto “FPSO-Erha”. La società, nel primo semestre del 2006 ha realizzato ricavi e risultati trascurabili. SaiBos FZE – Emirati Arabi Uniti (100% Saipem): la società, costituita nel 2001, è attiva nel settore Offshore ed in particolare è impegnata nelle fasi conclusive di un progetto EPIC, Amenam I, relativo alla realizzazione ed installazione di una piattaforma petrolifera per conto del

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cliente TotalFinaElf. Nel corso del primo semestre del 2006 la società ha realizzato ricavi e margini trascurabili. Saipem (Malaysia) Sdn-Bhd – Malesia (40% Saipem): la società, costituita nel 1989 è attiva nei settori Offshore e Onshore in territorio malese. I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2006 sono stati pari a 7,8 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 1,5 milioni di euro. Saipem Asia Sdn-Bhd – Malesia (100% Saipem): la società, costituita nel 1995, è attiva nei settori Offshore e Onshore nei paesi del Sud Est Asiatico, ad eccezione della Malesia. Come già menzionato, i ricavi conseguiti nel primo semestre del 20005 ammontano a 78,7 milioni di euro ed il risultato è rappresentato da un utile di 3,8 milioni di euro.

locale legge del 31 luglio 1929. La Saipem Luxembourg SA (100% Saipem), opera nel settore Offshore e non può usufruire del regime fiscale previsto dalla summenzionata legge. Svizzera La Svizzera è considerata paese a regime fiscale privilegiato limitatamente alle società non soggette alle imposte cantonali e municipali quali le società holding, ausiliarie e “di domicilio”. La Global PetroProjects Services AG (100% Saipem) incaricata delle attività di reclutamento e di gestione del personale internazionale è pienamente soggetta alle imposte cantonali e municipali.

Star Gulf Free Zone Co – Emirati Arabi Uniti (100% Saipem): la società, registrata negli Emirati Arabi, opera nel settore dell’Offshore anche tramite una propria filiale registrata a Baku, in Azerbaijan. Attualmente è coinvolta nella realizzazione del progetto AIOC in associazione con Bos Shelf e Saipem sa. La società nel primo semestre del 2006 ha conseguito ricavi pari a 38,4 milioni di euro ed un utile d’esercizio pari a 17,9 milioni di euro. b) Società residenti in paesi inclusi nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto del Ministero delle Finanze n°429 del 21 Novembre 2001: non si avvalgono di regimi fiscali privilegiati. Angola L’Angola è considerata paese a regime fiscale privilegiato limitatamente alle società petrolifere che hanno ottenuto l’esenzione dalla Oil Income Tax, alle società che godono di esenzioni o riduzioni di imposta in settori fondamentali dell’economia angolana e per gli investimenti previsti dal Foreign Investment Code. La Petromar LDA che non gode di esenzioni o riduzioni di imposta, svolge attività di progettazione, approvvigionamento, costruzione, installazione e manutenzione offshore e onshore per progetti da realizzarsi nel paese. La Kwanda Supporto Logistico Lda (40% Saipem) che non gode di esenzioni o riduzioni di imposte svolge attività di supporto logistico per le attività della base di Soyo. Nel corso del primo semestre del 2005 la società ha conseguito ricavi per 10,3 milioni di euro e un risultato pari a 0,8 milioni di euro. Lussemburgo Il Lussemburgo è considerato paese a regime fiscale privilegiato limitatamente alle società holding di cui alla

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Relazione della società di revisione sugli effetti della transizione agli IFRS

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Società per Azioni Sede sociale in San Donato Milanese (MI) Capitale Sociale euro 441.410.900 interamente versato Codice Fiscale e Numero di Iscrizione al Registro delle Imprese di Milano n. 00825790157 Sedi secondarie: Cortemaggiore (PC) - Via Enrico Mattei, 20

Informazioni per gli azionisti Saipem SpA, Via Martiri di Cefalonia, 67 - 20097 San Donato Milanese (MI) Relazioni con gli investitori istituzionali e con gli analisti finanziari: Fax: +39-0252054295 e-mail: [email protected] Pubblicazioni Relazione semestrale al 30 giugno 2006 (in italiano) Six-monthly report at 30th June 2006 (in inglese) Relazione trimestrale al 30 giugno 2006 (in italiano) Second quarter report at 30th June 2006 (in inglese) Relazione trimestrale al 31 marzo 2006 (in italiano) First quarter report at 31st March 2006 (in inglese) Bilancio al 31 dicembre 2005 (in italiano) redatto ai sensi del D. Lgs. 9 aprile 1991, n. 127 Financial Report at 31st of December 2005 (in inglese) Rapporto Salute Sicurezza Ambiente (in italiano e in inglese) Disponibili anche sul sito Internet Saipem: www.saipem.eni.it Sito internet: www.saipem.eni.it Centralino: +39-025201 Progetto Grafico: Opera Stampa: Impronta Grafica - Cantù

Società per Azioni Via Martiri di Cefalonia, 67 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39.02.5201 - Fax +39.02.52054295 www.saipem.eni.it