2441 - Saipem

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2441 - Saipem

Bilancio 2006
MISSIONE
Perseguire la soddisfazione dei nostri Clienti
nell’industria dell’energia, affrontando ogni
sfida con soluzioni sicure, affidabili e 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
I Paesi di attività di Saipem
EUROPA
Austria, Belgio, Cipro, Croazia, Danimarca, Francia,
Germania, Italia, Lussemburgo, Malta, Norvegia,
Paesi Bassi, Portogallo, Principato di Monaco,
Regno Unito, Romania, Spagna, Svizzera, Turchia
AMERICHE
Argentina, Brasile, Canada, Ecuador, Messico, Perù,
Repubblica Dominicana, Stati Uniti, Venezuela
CSI
Azerbaijan, Georgia, Kazakhstan, Russia,
Turkmenistan
AFRICA
Algeria, Angola, Camerun, Congo, Costa d’Avorio,
Egitto, Gabon, Libia, Marocco, Nigeria, Tunisia
MEDIO ORIENTE
Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti, Iran, Kuwait,
Oman, Qatar
ESTREMO ORIENTE E OCEANIA
Australia, Cina, India, Indonesia, Malaysia, Singapore,
Thailandia
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).
Bilancio 2006
Assemblea ordinaria e straordinaria degli Azionisti del 30 aprile 2007
L’avviso di convocazione è stato pubblicato sui quotidiani Il Sole 24 Ore, Corriere della Sera e La Repubblica del 29 marzo 2007
Relazioni e bilancio consolidato del Gruppo Saipem
4
6
7
12
14
17
17
19
20
28
33
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39
39
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70
70
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80
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89
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91
100
102
104
142
Relazioni e bilancio di esercizio di Saipem SpA
146
146
148
151
154
154
155
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157
158
169
169
175
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181
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191
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243
245
Lettera agli Azionisti
Organi sociali e di controllo di Saipem SpA
Struttura partecipativa del Gruppo Saipem
Relazione sull’andamento della gestione
del Gruppo Saipem
Nota sull’andamento del titolo Saipem SpA
Glossario
Andamento operativo
Le acquisizioni e il portafoglio
Gli investimenti
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, ambiente e sostenibilità
Risorse umane
Sistema informativo
Relazione sulla Corporate Governance
Gestione dei rischi d’impresa
Altre informazioni
Acquisto di azioni proprie
Piani di incentivazione
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Evoluzione prevedibile della gestione
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati
a quelli obbligatori
Bilancio consolidato del Gruppo Saipem
al 31 dicembre 2006
Schemi di Bilancio
Criteri di redazione
Principi di consolidamento
Criteri di valutazione
Modifica dei criteri contabili
Utilizzo di stime contabili
Principi contabili di recente emanazione
Area di consolidamento
Acquisizione del Gruppo Snamprogetti
Altre variazioni dell’area di consolidamento
Note illustrative delle voci di bilancio
Relazione della Società di revisione
sul bilancio consolidato
Relazione sull’andamento della gestione di Saipem SpA
Risultati economici
Situazione patrimoniale e finanziaria
Azioni proprie detenute da Saipem SpA
Partecipazioni detenute dagli Amministratori, dai Sindaci
e dai Direttori Generali nell’emittente e nelle società
da questa controllate
Stock grant e stock option attribuite agli Amministratori
e ai Direttori Generali
Rapporti con le imprese controllate, le collegate,
la controllante e le altre imprese del Gruppo Eni
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Evoluzione prevedibile della gestione
Situazione delle partecipazioni
e andamento delle partecipate
Bilancio di esercizio di Saipem SpA al 31 dicembre 2006
Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS
Prospetti di riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale
al 1° gennaio 2005, al 31 dicembre 2005 e del conto
economico dell’esercizio 2005
Natura delle principali rettifiche
Schemi di bilancio
Proposte del Consiglio di Amministrazione
all’Assemblea degli Azionisti
Relazione del Collegio Sindacale
Relazione della Società di revisione sul bilancio
Riassunto delle deliberazioni assembleari
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / L E T T E R A AG L I A Z I O N I S T I
Pietro Franco Tali
Presidente
Hugh James O’Donnell
Amministratore Delegato
Lettera agli Azionisti
Signori Azionisti,
nell’esercizio 2006 la Vostra Società ha realizzato ricavi,
utili e acquisizioni record.
A seguito dell’acquisizione di Snamprogetti è stata rivista l’organizzazione complessiva del Gruppo, con particolare riguardo alle competenze ingegneristiche ora
articolate su tre hub principali: Milano, Parigi, Fano e alla
semplificazione delle attività di business concentrate su
tre unità: Onshore, Offshore e Perforazioni.
È stata sostanzialmente completata l’integrazione con
Snamprogetti di cui sono state preservate e potenziate le
competenze ingegneristiche e di project management.
L’attività operativa ha riguardato la realizzazione di vari
progetti chiavi in mano sia a mare che a terra, alcuni di
grandi dimensioni, e la fornitura di servizi specialistici.
L’efficienza operativa raggiunta ha collocato ancora una
volta la Vostra Società ai vertici della propria industria. In
termini di sicurezza l’indice LTIFR (Lost Time Injury
Frequency Rate) è risultato pari a 0,84 (1,21 nel 2005) e
l’indice TRIFR (Total Recordable Incident Frequency
Rate) è risultato pari a 2,34 (4,70 nel 2005).
4
Jacques Yves Léost
Consigliere Saipem SpA e
Presidente Saipem sa
Angelo Caridi
Consigliere Saipem SpA e
Snamprogetti SpA
Ai successi operativi si è accompagnata un’acquisizione
ordini di 7,8 miliardi di euro (4,7 miliardi nel 2005) per
Saipem stand alone a cui si aggiungono 3,2 miliardi di
euro acquisiti da Snamprogetti, per cui le acquisizioni
complessive del 2006 ammontano a 11 miliardi di euro.
Il portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2006,
Snamprogetti inclusa, raggiunge i 13 miliardi di euro.
Per Saipem stand alone i ricavi sono stati 5,2 miliardi di
euro (4,5 miliardi nel 2005), il risultato operativo 504
milioni di euro (365 milioni di euro nel 2005) e il risultato netto 337 milioni di euro (255 milioni di euro nel
2005); Snamprogetti ha contribuito, nei nove mesi nei
quali è stata consolidata, ricavi per 2,3 miliardi di euro,
un risultato operativo di 95 milioni di euro e un risultato
netto di 47 milioni di euro.
Complessivamente il Gruppo Saipem consegue nel 2006
ricavi per 7,5 miliardi di euro, un risultato operativo di
599 milioni di euro e un risultato netto di 384 milioni di
euro.
Per quanto riguarda l’articolazione dei ricavi e dei margini fra le linee di business in cui opera la Vostra Società,
l’Onshore ha contribuito il 49% dei ricavi e il 27% dei margini, l’Offshore il 43% dei ricavi e il 50% dei margini e le
Perforazioni l’8% dei ricavi e il 23% dei margini.
Gli investimenti tecnici dell’esercizio sono stati destinati
per 155 milioni di euro al mantenimento e upgrading
del parco mezzi esistente, per 115 milioni di euro alla
costruzione di mezzi e attrezzature per specifici progetti, per 48 milioni di euro al rafforzamento delle strutture
operative in Kazakhstan e West Africa, per 55 milioni di
euro alla fase iniziale dell’investimento per la costruzione di un nuovo semisommergibile di perforazione per
acque profonde, per 214 milioni di euro ai lavori di
approntamento di due unità FPSO, una per Petrobras e
l’altra per Sonangol e per 18 milioni di euro a investimenti tecnici effettuati da Snamprogetti nel periodo
aprile-dicembre 2006.
Lo spending della Oil Industry, aumentato considerevolmente negli ultimi anni, è previsto crescere ulteriormente nel 2007, determinando una situazione particolarmente favorevole per i Contrattisti.
La Vostra Società è attesa cogliere i frutti di un mercato
positivo sia nell’Offshore dove vanta da tempo una posizione di leader, specialmente per progetti complessi in
aree di frontiera, sia nell’Onshore, anche per le competenze distintive apportate da Snamprogetti, sia nel Drilling
per il rinnovo, a rate più favorevoli, di diversi contratti.
La buona intonazione del mercato e l’affidabilità raggiunta da Saipem consentono di prevedere nel 2007 un livello di acquisizione di nuovi ordini che incrementi ulteriormente il già elevato portafoglio ordini di fine 2006.
Per quanto riguarda i risultati economici, i ricavi dell’esercizio 2007 sono attesi superare i 9 miliardi di euro e
l’utile netto, ante partite non ricorrenti, è previsto in crescita, di almeno il 20%, rispetto al record del 2006.
Gli investimenti programmati per il 2007 ammontano a
1,2 miliardi di euro circa e sono relativi:
- all’ampliamento della flotta: costruzione di un nuovo
semisommergibile per acque profonde (messa in marcia prevista per il terzo trimestre del 2009) e di un
tender barge per quanto riguarda il Drilling; costruzione di un nuovo pipelayer (messa in marcia prevista per
il secondo trimestre del 2010), ultimazione dell’unità
FPSO Citade de Vitoria e approntamento dell’unità
FPSO Gimboa per l’Offshore;
- all’inizio della costruzione di una nuova yard di fabbricazione per grandi strutture offshore;
- all’ulteriore potenziamento delle strutture in
Kazakhstan e West Africa;
- alla costruzione di nuovi mezzi navali e altri
equipment a fronte di contratti specifici;
- al mantenimento e upgrading del parco mezzi esistente.
5
Gli ammortamenti sono previsti ammontare a 280
milioni di euro circa.
È programmata nel 2007 la monetizzazione di alcuni
asset non core; gli impatti sul conto economico, allo
stato non quantificabili, sono attesi positivi.
Il Consiglio di Amministrazione confermando una politica di distribuzione di circa un terzo degli utili netti consolidati propone all’Assemblea degli Azionisti un dividendo di 0,29 euro per le azioni ordinarie e di 0,32 euro
per le azioni di risparmio (2005: 0,19 euro e 0,22 euro
rispettivamente).
per il Consiglio di Amministrazione
Il Presidente Pietro Franco Tali
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
Presidente
Pietro Franco Tali
Consiglieri
Angelo Caridi
Francesco Gatti
Jacques Yves Léost
Marco Mangiagalli
Pierantonio Nebuloni
Gesualdo Pianciamore
Ian Wybrew-Bond
La Saipem è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Eni SpA
6
COLLEGIO SINDACALE
Presidente
Paolo Andrea Colombo
Sindaci effettivi
Fabrizio Gardi
Fabio Venegoni
Sindaci supplenti
Luca Giovanni Caretta
Giulio Gamba
Società di revisione
PricewaterhouseCoopers SpA
Saipem
SpA
100,00%
100,00%
Saipem
International
BV
100,00%
Energy
Maintenance
Services SpA
100,00%
100,00%
Saipem Energy
International
SpA
Saipem
FPSO SpA
100,00%
100,00%
Intermare
Sarda SpA
Saipem sa
Saipem
Projects SpA
100,00%
Saipem do Brasil
Serviçõs de
Petróleo Ltda
100,00%
Saipem
Holding France
sas
100,00%
Global
Petroprojects
Services AG
100,00%
100,00%
100,00% 100,00%
European
Marine
Investments Ltd
Camom sa
50,00%
50,00%
100,00%
Saipem UK Ltd
European
Marine
Contractors Ltd
100,00% 100,00%
Saipem
Singapore
Pte Ltd
SAS Port de
Tanger
Sofresid sa
Snamprogetti
SpA
5,00%
Camom Gesellschaft 95,00%
100,00%
fur Instandhaltung
und Montagen GmbH
Nigerian
Services &
Supply Co Ltd
99,99%
Saipem
India Project
Services Ltd
99,95%
100,00%
Sofresid
Engineering sa
100,00% 100,00%
Saibos
Construções
Maritimas Lda
Snamprogetti
Sud SpA
Engineering
& Management
Services SpA
100,00%
100,00%
100,00%
Saipem
Asia Sdn Bhd
ERS Equipment
Rental &
Services BV
100,00%
0,02%
100,00%
100,00%
100,00%
Saipem (Portugal)
CENMC Canada
Inc
100,00%
- Gestão de
Participações SGPS SA
60,00%
Delong Hersent
Unipessoal Lda
Saudi Arabian
Saipem Ltd
Saipem
America Inc
Saimexicana
SA De Cv
Saipem Services
Mexico SA De Cv
Boscongo sa
100,00%
Saipem
Luxembourg SA
97,94%
100,00%
86,00%
Petrex SA
BOS
Investment Ltd
Saigut SA De Cv
99,96%
SAIR Construções
Mecanicas de Estruturas
Maritimas Lda
Snamprogetti
France sàrl
100,00%
Société de
Construction
d’Oleoducts Snc
100,00%
80,00%
Hazira Cryogenic
55,00%
100,00%
Snamprogetti
Canada Inc
99,99%
Snamprogetti
Management
Services SA
Engineering & Construction
Management Private Ltd
100,00%
Société Nouvelle
Technigaz sa
BOS - UIE Ltd
Snamprogetti
Ltd
70,00%
89,41%
50,00%
Saipem
(Nigeria) Ltd
100,00%
ER SAI Caspian
Contractor Ltd
Saipem (Portugal)
Comércio
Maritimo Lda
20,00%
Saipem
(Malaysia)
Sdn Bhd
41,94%
100,00%
80,00%
Sonsub Ltd
100,00%
100,00%
Katran-K Llc
Sonsub AS
100,00%
100,00%
100,00%
100,00%
North Caspian
Service Co Llc
Moss Maritime
AS
Saipem MISR for 100,00%
Petroleum
Services (SAE)
Sonsub
International
Pty Ltd
Saipem Logistic
Services Ltd
50,00%
Saipem Triune
Engineering
Pvt Ltd
Star Gulf
Free Zone Co
Hazira Marine
Andromeda
Consultoria Tecnica e
Representações Ltda
100,00%
Services et
Equipements Gaziers
et Petroliers sa
100,00%
Saipem
Contracting
(Nigeria) Ltd
99,00%
1,00%
99,98%
100,00%
100,00%
Snamprogetti
Netherlands BV
Saibos Fze
99,76%
Petromar Lda
Saipem - Perfurações e
Construções Petroliferas
America do Sul Lda
100,00%
Saipem
Contracting
Algerie SpA
70,00%
100,00%
Saipem
Services sa
100,00%
100,00% 100,00%
99,98%
PT Saipem
Indonesia
Saipem
Mediterranean
Services Llc
European
Maritime
Commerce BV
100,00%
100,00%
Snamprogetti
USA Inc
TBE Ltd
Engineering & Construction
Management Private Ltd
100,00%
Entreprise
Nouvelle
Marcellin sa
100,00%
Snamprogetti
Saudi Arabia Ltd
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / S T R U T T U R A P A R T E C I P AT I VA D E L G R U P P O S A I P E M
Struttura partecipativa del Gruppo Saipem
(principali società)
7
Relazione sull’andamento della gestione del Gruppo Saipem
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / N O TA S U L L ’ A N DA M E N TO D E L T I TO LO S A I P E M S p A
Nota sull’andamento del titolo Saipem SpA
Il 31 dicembre 2006, le azioni ordinarie Saipem hanno
registrato alla Borsa di Milano la quotazione di 19,708
euro. Rispetto alla chiusura dell’anno precedente, il titolo ha segnato un incremento del 42,9%. Nel triennio
2004-2006 l’apprezzamento del titolo è stato superiore
al 205% e la capitalizzazione di mercato è aumentata da
2,8 a 8,7 miliardi di euro. Nel 2006, l’indice S&P MIB ha
avuto un incremento del 16%.
Nel corso dell’anno il titolo ha beneficiato del sostenuto
livello di investimenti da parte delle società petrolifere,
così come già verificatosi nel 2005, e del rialzo dei prezzi degli idrocarburi determinato, tra l’altro, dalle tensioni geo-politiche internazionali.
L’andamento del titolo è stato caratterizzato nei primi cinque mesi dell’anno da una crescita pressoché continua,
favorita anche dall’acquisizione di Snamprogetti, formalizzata il 27 marzo 2006, che ha consentito a Saipem di
completare il profilo di servizi offerti alla propria clientela. In questo periodo il titolo ha toccato il suo nuovo
massimo storico a 21,14 euro. Dopo una fase di correzione avvenuta tra maggio e settembre, durante la quale
Principali dati e indici di Borsa
l’azione è scesa sotto i 16 euro, l’ultimo trimestre dell’anno è stato caratterizzato da un’ascesa che ha riportato il titolo a ridosso della soglia dei 20 euro.
La liquidità del titolo è aumentata nel corso dell’anno,
con una media giornaliera di titoli scambiati di 3,8 milioni (+20% rispetto al 2005) e con quantità trattate nel
corso dell’intero anno di circa 950 milioni di azioni, nettamente superiori agli 811 milioni dell’anno 2005, con
un controvalore degli scambi pari a 16.900 milioni di
euro rispetto ai 9.300 milioni di euro del 2005.
Le azioni di risparmio, di numero esiguo (159.101) e
convertibili alla pari in azioni ordinarie, hanno chiuso
l’anno in linea con le ordinarie, a quota 19,62 euro, in
crescita del 31% rispetto alla quotazione di fine 2005,
con un livello non significativo delle quantità trattate.
In data 22 maggio 2006 è stato distribuito un dividendo
di 0,19 euro per azione ordinaria (0,15 euro per azione
nel 2005) e di 0,22 euro per azione di risparmio (0,18
euro nel 2005).
31.12.2002
31.12.2003
31.12.2004
31.12.2005
31.12.2006
(euro) 440.697.000
440.713.700
441.177.500
441.410.900
441.410.900
440.482.732
440.499.432
440.987.734
441.239.414
441.251.799
214.268
214.268
189.766
171.486
159.101
(milioni di euro)
2.821
2.847
3.909
6.087
8.699
(euro)
0,144
0,148
0,150
0,190
0,290 (1)
(euro)
0,174
0,178
0,180
0,220
0,320 (1)
- azioni ordinarie
14,88
14,68
19,84
23,87
22,65
- azioni di risparmio
16,72
15,86
19,57
25,97
22,55
- azioni ordinarie
6,34
6,27
8,94
13,41
14,17
7,12
6,77
8,82
14,58
14,11
Capitale sociale
Numero azioni ordinarie
Numero azioni di risparmio
Capitalizzazione di Borsa
Dividendo lordo unitario:
- azioni ordinarie
Prezzo/utile per azione:
(2)
Prezzo/cash flow per azione: (2)
(1) Da deliberare da parte dell’Assemblea degli Azionisti convocata per il 28 aprile e 30 aprile 2007, rispettivamente, in prima e seconda convocazione.
(2) Valori riferiti al bilancio consolidato.
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S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / N O TA S U L L ’ A N DA M E N TO D E L T I TO LO S A I P E M S p A
Quotazioni alla Borsa Valori di Milano
2002
2003
2004
2005
- 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
17,85
- fine periodo
6,40
6,46
8,86
13,79
19,71
(euro)
2006
Azioni ordinarie:
Azioni di risparmio:
- 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
18,24
- fine periodo
7,19
6,98
8,74
15,00
19,62
Saipem e S&P MIB - Valori medi mensili gennaio 2002-marzo 2007
Prezzo in euro azioni Saipem
21,00
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Valore
S&P MIB
50.000
19,00
46.000
17,00
42.000
15,00
38.000
13,00
34.000
11,00
30.000
9,00
26.000
7,00
22.000
5,00
18.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
Saipem
S&P MIB
13
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / G LO S S A R I O
Glossario
TERMINI FINANZIARI
IFRS International Financial Reporting Standards (principi
contabili internazionali) emanati dallo IASB
(International Accounting Standards Board) e adottati
dalla Commissione Europea. Comprendono: gli
International Financial Reporting Standards (IFRS), gli
International Accounting Standards (IAS), le interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting
Interpretation Committee (IFRIC) e dallo 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.
Leverage Misura il grado di indebitamento della società ed
è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto.
Margine di attività Risultato operativo prima delle spese
generali.
ROACE Indice di rendimento del capitale investito calcolato
come rapporto tra l’utile netto prima degli interessi di
terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all’indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.
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.
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.
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 a un incidente, per ragioni tecniche o economiche, per motivi di sicurezza e ambientali.
Drillship (Nave di perforazione) Nave dotata di propulsione
propria in grado di effettuare operazioni di perforazione
in acque profonde.
14
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 a
un certo sistema di riferimento con elevata precisione
mediante la gestione di propulsori (eliche), in modo da
annullare le forzanti ambientali (vento, moto ondoso,
corrente).
EPC (Engineering, Procurement, Construction) Contratto
tipico del settore Onshore avente per oggetto la realizzazione di impianti nel quale la società fornitrice del servizio svolge le attività di ingegneria, approvvigionamento dei materiali e di costruzione. Si parla di “contratto
chiavi in mano” quando l’impianto è consegnato pronto
per l’avviamento ovvero già avviato.
EPIC (Engineering, Procurement, Installation, Construction)
Contratto tipico del settore Offshore avente per oggetto la realizzazione di un progetto complesso nel quale la
società fornitrice del servizio (global or main contractor,
normalmente una società di costruzioni o un consorzio)
svolge le attività di ingegneria, approvvigionamento dei
materiali, di costruzione degli impianti e delle relative
infrastrutture, di trasporto al sito di installazione e delle
attività preparatorie per l’avvio degli impianti.
Facility Servizi, strutture e installazioni ausiliarie necessarie
per il funzionamento degli impianti primari.
Flare Alta struttura metallica utilizzata per bruciare il gas
che si separa dall’olio nei pozzi a olio, quando non è possibile utilizzarlo sul posto o trasportarlo altrove.
Floatover Metodo di installazione di moduli di piattaforme
marine senza l’esecuzione di operazioni di sollevamento. Un mezzo 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
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 verificarne la piena operatività e per assicurare che siano prive di difetti.
Hydrotreating Processo di raffineria avente come scopo il
miglioramento delle caratteristiche di una frazione
petrolifera.
Jacket Struttura reticolare inferiore di una piattaforma fissata mediante pali a fondo mare.
Jack-up Unità marina mobile di tipo autosollevante, per la
perforazione dei pozzi offshore, dotata di uno scafo e di
gambe a traliccio.
J-laying (posa a “J”) Posa di una condotta utilizzando una
rampa di varo quasi verticale per cui la condotta assume
una configurazione a “J”. Questo tipo di posa è adatta ad
alti fondali.
Midstream Settore costituito dalle attività dedicate alla
costruzione e gestione di infrastrutture per il trasporto
idrocarburi.
Moon pool Apertura dello scafo delle navi di perforazione
per il passaggio delle attrezzature necessarie all’attività.
Mooring buoy Sistema di ormeggio in mare aperto.
Offshore/Onshore Il termine offshore indica un tratto di
mare aperto e, per estensione, le attività che vi si svolgono; onshore è riferito alla terra ferma e, per estensione, alle attività che vi si svolgono.
Ombelicale Cavo flessibile di collegamento che, in un unico
involucro, contiene cavi e tubi flessibili.
Pig Apparecchiatura che viene utilizzata per pulire, raschiare e ispezionare una condotta.
Piggy backed pipeline Pipeline di piccolo diametro, posto
al di sopra di un altro pipeline di diametro maggiore,
destinato al trasporto di altri prodotti rispetto a quello
trasportato dalla linea principale.
Pile Lungo e pesante palo di acciaio che viene infisso nel
fondo del mare; l’insieme di più pali costituisce una fondazione per l’ancoraggio di una piattaforma fissa o di
altre strutture offshore.
Pipe-in-pipe Condotta sottomarina, formata da due tubazioni coassiali, per il trasporto di fluidi caldi (idrocarburi).
Il tubo interno ha la funzione di trasportare il fluido.
Nell’intercapedine tra i due tubi si trova del materiale
coibente per ridurre lo scambio termico con l’ambiente
esterno. Il tubo esterno assicura la protezione meccanica dalla pressione dell’acqua.
Pre-commissioning Insieme delle operazioni necessarie
per la messa in esercizio di un gasdotto, degli impianti e
delle relative apparecchiature.
Pre-drilling template Struttura di appoggio per una piattaforma di perforazione.
Pulling Operazione di intervento su un pozzo per eseguire
manutenzioni e sostituzioni marginali.
Rig Impianto di perforazione, composto da una struttura a
traliccio (torre), dal piano sonda su cui la torre è installata, e dalle attrezzature accessorie per le operazioni di
discesa, risalita e rotazione 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” viene utilizzata
per i fondali medio-bassi.
Slug catcher Impianto per la depurazione del gas.
Sour water Acqua che contiene una certa quantità di contaminanti disciolti.
Spar Sistema di produzione galleggiante, ancorato al fondo
marino mediante un sistema di ancoraggio semi-rigido,
costituito da uno scafo cilindrico verticale che supporta
la struttura di una piattaforma.
Spool Inserto di collegamento tra una tubazione sottomarina e il riser di una piattaforma, o comunque inserto
per collegare due estremità di tubazioni.
Stripping Processo mediante il quale i prodotti volatili
indesiderati sono allontanati dalla miscela liquida o
dalla massa solida in cui sono disciolti.
Surf facility Insieme di condotte e attrezzature che collegano un pozzo o un sistema sottomarino con un impianto
galleggiante.
Template Struttura sottomarina rigida e modulare sulla quale
vengono a trovarsi tutte le teste pozzo del giacimento.
Tender assisted drilling unit Impianto di perforazione
costituito da una piattaforma offshore sui cui è installata una torre di perforazione, collegata a una nave di
appoggio, che ospita le infrastrutture ancillari necessarie a fornire assistenza alle attività di perforazione.
Tendon Tubi tiranti e stabilizzanti utilizzati per tensionare le
Tension Leg Platform per permettere alla piattaforma la
necessaria stabilità per la sua operatività.
15
Tension Leg Platform (TLP) Piattaforma galleggiante di tipo
fisso, mantenuta in posizione tramite un sistema tensionato di ancoraggio a cassoni di zavorra collocati a fondo
mare. Il campo di applicazione di queste piattaforme è
quello degli alti fondali.
Tie-in Collegamento di una condotta di produzione a un
pozzo sottomarino o semplicemente giunzione di due
tratti di pipeline.
Topside Parte emersa di una piattaforma.
Trenching Scavo di trincea, eseguito per la posa di condotte a terra e a mare.
Trunkline Condotta utilizzata per il trasporto di greggio
proveniente dai grandi depositi di stoccaggio ai luoghi
di produzione, alle raffinerie, ai terminali costieri.
16
Upstream/Downstream Il termine upstream riguarda le
attività di esplorazione e produzione idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore
petrolifero che si collocano a valle dell’esplorazione e
produzione.
Vacuum Secondo stadio della distillazione del greggio.
Wellhead (testa pozzo) Struttura fissa che assicura la separazione del pozzo dall’ambiente esterno.
Workover Operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle
attrezzature di fondo, che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Andamento operativo
LE ACQUISIZIONI E IL PORTAFOGLIO
Gruppo Saipem - Ordini acquisiti nell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2006
2005
(milioni di euro)
Saipem SpA
2006
Importi
%
Importi
%
583
12
2.807
26
Imprese del Gruppo
4.152
88
8.155
74
Totale
4.735
100
10.962
100
di cui Snamprogetti
-
3.154
Offshore
3.096
65
3.653
34
Onshore
1.060
22
4.741
43
Perforazioni Mare
367
8
2.230
20
Perforazioni Terra
212
5
338
3
4.735
100
10.962
100
Totale
Italia
218
5
918
8
Estero
4.517
95
10.044
92
Totale
4.735
100
10.962
100
450
10
2.573
23
Gruppo Eni
Terzi
4.285
90
8.389
77
Totale
4.735
100
10.962
100
17
Ordini acquisiti per area geografica
Portafoglio ordini per area geografica
(milioni di euro)
(milioni di euro)
731 Africa Settentrionale
819 Africa Settentrionale
2.665 Africa Occidentale
3.161 Africa Occidentale
692 Americhe
1.134 Americhe
335 Russia*
528 Russia*
918 Italia
1.280 Italia
1.864 Resto d’Europa
1.681 Resto d’Europa
3.757 Resto dell’Asia
4.487 Resto dell’Asia
(*) L’area Russia comprende anche Kazakhstan e Azerbaijan.
(*) L’area Russia comprende anche Kazakhstan e Azerbaijan.
Le acquisizioni di nuovi ordini nel corso del 2006, comprensive dei contratti acquisiti da Snamprogetti negli
ultimi nove mesi dell’anno, ammontano a 10.962 milioni di euro.
Delle acquisizioni complessive, il 43% riguarda l’attività
Onshore, il 34% l’attività Offshore, il 20% le Perforazioni
Mare e il 3% le Perforazioni Terra.
Le acquisizioni all’estero hanno rappresentato il 92% e le
acquisizioni di contratti da imprese del Gruppo Eni il 23%
del totale. Infine le acquisizioni della Capogruppo
Saipem SpA sono state il 26% di quelle complessive.
Il portafoglio ordini residuo alla fine dell’esercizio ha raggiunto il valore record di 13.090 milioni di euro.
Per quanto riguarda l’articolazione per settori di attività,
il 48% del portafoglio ordini residuo è attribuibile all’attività Onshore, il 32% all’attività Offshore, il 17% alle
Perforazioni Mare e il 3% alle Perforazioni Terra.
Il 90% degli ordini è verso committenti esteri, mentre
quelli verso le imprese del Gruppo Eni rappresentano il
20% del portafoglio totale. Infine la Capogruppo Saipem
SpA ha in carico il 22% del portafoglio ordini residuo.
Gruppo Saipem - Portafoglio ordini al 31 dicembre 2006
2005
(milioni di euro)
Saipem SpA
2006
Importi
%
Importi
%
999
18
2.916
22
Imprese del Gruppo
4.514
82
10.174
78
Totale
5.513
100
13.090
100
di cui Snamprogetti
-
5.001
Offshore
3.721
68
4.182
32
Onshore
1.112
20
6.285
48
Perforazioni Mare
382
7
2.247
17
Perforazioni Terra
298
5
376
3
5.513
100
13.090
100
Totale
Italia
21
-
1.280
10
Estero
5.492
100
11.810
90
Totale
5.513
100
13.090
100
217
4
2.602
20
Gruppo Eni
Terzi
5.296
96
10.488
80
Totale
5.513
100
13.090
100
18
GLI INVESTIMENTI
Gli investimenti tecnici effettuati nell’esercizio ammontano a 605 milioni di euro (355 milioni nel 2005) e le
acquisizioni di partecipazioni a 9 milioni di euro (7 milioni nel 2005). Gli investimenti tecnici hanno riguardato:
interventi di mantenimento e upgrading del parco mezzi
esistente (210 milioni di euro), investimenti relativi a
mezzi navali e attrezzature per contratti specifici, principalmente afferenti al progetto Kashagan e all’approntamento del jack-up Perro Negro 4 (115 milioni di euro),
investimenti di potenziamento delle strutture operative
Investimenti
(milioni di euro)
in Kazakhstan e nel West Africa (48 milioni di euro), attività di conversione di due navi cisterna in unità FPSO
destinate a operare rispettivamente in Brasile nel campo
Petrobras di Golfinho 2 e in Angola per conto Sonangol
P&P (214 milioni di euro) e investimenti tecnici effettuati da Snamprogetti nel periodo aprile-dicembre del 2006
per 18 milioni di euro.
In sintesi, gli investimenti dell’esercizio presentano la
seguente articolazione:
2005
2006
61
58
Per entità
Saipem SpA
Altre imprese del Gruppo
301
556
Totale
362
614
281
405
Per unità di business
Offshore
Onshore
20
70
Perforazioni Mare
47
102
Perforazioni Terra
Totale
14
37
362
614
Per natura
Acquisizioni societarie
7
9
262
391
FPSO
93
214
Totale
362
614
Investimenti tecnici
Gli investimenti relativi alle singole attività sono descritti
nei paragrafi che seguono.
19
OFFSHORE
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.
Quadro generale
Il Gruppo Saipem dispone di un’importante flotta navale, tecnologicamente all’avanguardia e di grande versatilità, e di competenze ingegneristiche e di project
management di eccellenza.
Queste distintive capacità e competenze, unitamente a
una forte e radicata presenza in mercati strategici di
frontiera, assicurano a Saipem un modello industriale
20
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.
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 della Leased FPSO, la cui flotta è costituita dalle
unità FPSO-Firenze e FPSO-Mystras.
Il contesto di mercato
Il trend di crescita che ha caratterizzato negli ultimi anni
la spesa in Exploration & Production delle compagnie
petrolifere si è ulteriormente rafforzato nel corso del
2006. Il clima di fiducia nelle prospettive del mercato
Offshore ha indotto i contrattisti ad avviare la costruzione di nuovi mezzi navali, una gran parte dei quali entrerà
in funzione nel biennio 2007-2008. Tali investimenti
riguardano principalmente il segmento dei mezzi con
capacità combinate di sollevamento e di posa ad alte
profondità, nonché i settori della posa di condotte a
largo diametro e dei sollevamenti pesanti.
Durante il 2006 il mercato mondiale della posa delle
condotte si è attestato su livelli record.
L’intensa attività nel Mare del Nord ha sostenuto la crescita mondiale sia nel segmento delle condotte di piccolo diametro che in quelle di grande diametro.
Oltre al Mare del Nord, le principali aree sono state il
Golfo del Messico, che costituisce il maggiore mercato
mondiale per condotte di piccolo diametro, e l’AsiaPacifico, con livelli di attività in forte recupero.
Rispetto all’anno precedente sono risultate in espansione le aree del Medio Oriente e dell’America Latina, grazie
ai piccoli diametri, segmento in cui l’attività è aumentata anche in Africa Occidentale, prevalentemente in
acque profonde.
Per quanto riguarda le piattaforme fisse, l’attività ha
fatto registrare una crescita, più pronunciata per le strutture con peso della topside medio-basso. In questo segmento l’area più dinamica è stata il Medio Oriente, che
ne rappresenta una quota significativa.
Un buon andamento si è registrato anche nel Golfo del
Messico e in Africa Occidentale, le cui prospettive sono
positive anche nel medio periodo. Le strutture di mag-
giore peso hanno fatto registrare invece una flessione,
che si inscrive in un trend calante di lungo periodo.
In tale contesto l’attività in Asia-Pacifico è diminuita e
nel Mare del Nord è stata modesta.
Le installazioni sottomarine hanno visto una crescita
molto forte, soprattutto nel segmento delle alte profondità.
Il settore delle installazioni in acque profonde ha raggiunto livelli record, attraversando, anche in una prospettiva di lungo periodo, una delle sue fasi di più rapido sviluppo.
Le aree trainanti sono state l’Africa Occidentale, che si è
imposta come predominante a livello mondiale, e il settore statunitense del Golfo del Messico, la cui attività ha
superato abbondantemente quella dell’offshore brasiliano, sostanzialmente invariata rispetto all’anno precedente.
Nelle installazioni sottomarine in bassa profondità, l’attività ha fatto segnare una ripresa rispetto alla flessione
degli ultimi anni, grazie al buon andamento nel Mare del
Nord, area che da sola costituisce più della metà del
mercato mondiale.
Durante il 2006 le installazioni mondiali di FPSO nel loro
complesso, sia nella forma contrattuale Lease che Sale, si
sono mantenute sostanzialmente sugli stessi livelli dell’anno precedente. Le prospettive sono estremamente
positive: i nuovi ordini hanno largamente superato le
installazioni effettuate, innalzando il portafoglio ordini a
fine 2006 a un massimo storico di 40 unità. È quindi
verosimile che nel prossimo biennio la capacità produttiva installata a livello mondiale, in termini di unità, cresca di circa un terzo.
L’andamento molto favorevole della congiuntura è testimoniato anche dall’emergere di una quota elevata di
ordini su base speculativa – senza un contratto in essere
– e dall’aumento del numero di cantieri, principalmente
localizzati in Asia, che stanno costruendo o riconvertendo FPSO.
Considerando i nuovi contratti Leased FPSO siglati nel
corso dell’anno, che prevedono un’installazione per la
maggior parte nel 2008, il mercato dell’Asia-Pacifico
risulta al primo posto per numero di assegnazioni, seguito da quello del Brasile.
Le acquisizioni
Le acquisizioni più significative del periodo sono relative
ai seguenti lavori:
- per conto Eni Divisione Exploration & Production 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;
21
- per conto Sonangol P&P il contratto relativo alla fornitura e alla gestione di un’unità FPSO per lo sviluppo del giacimento Gimboa, situato al largo delle coste angolane,
nel Blocco 4/05 a una profondità d’acqua di 700 metri;
- per conto Burullus Gas Co, 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 CNR International (Olowi) Ltd, il progetto,
di tipo EPIC, per lo sviluppo del giacimento Olowi, in
Gabon, attraverso tre torri di perforazione e una piattaforma di supporto collegate a una nave FPSO;
- per conto Cabinda Gulf Oil Co, il progetto, di tipo EPIC,
“FARM”, in Angola, per la modifica dei sistemi di combustione e scarico dei gas nel Blocco 0, situato nel
mare antistante la provincia di Cabinda;
- per conto Chinese Petroleum Corp, 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 della piattaforma al terminale Djeno;
- per conto PTT Public Co Ltd e Trans Thai-Malaysia
(Thailand) Ltd, il progetto di tipo EPIC, PTT-TTM new
gasline, in Thailandia, 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 britannico del
Mare del Nord, che prevede la sostituzione di una condotta e spool 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 di 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;
22
- 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;
- per conto Eni Congo SA, il progetto “Ikalou South
Fields Development”, in Congo, che prevede l’installazione di due piattaforme, Ikalou & Ikalou Sud, e di varie
condotte e cavi di collegamento tra le piattaforme di
nuova installazione e quelle già esistenti;
- 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 facility;
- per conto Talisman Energy UK, il progetto, di tipo EPIC,
“Tweedsmuir Subsea”, nel settore britannico 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 2006 è consistita nella posa di
1.514 chilometri di condotte e nell’installazione di
120.453 tonnellate di impianti. Di seguito si riportano i
maggiori progetti.
Nell’alto Adriatico sono state svolte le seguenti attività:
- è stata completata l’installazione del sealine di collegamento tra le piattaforme Katarina e Marica per
conto InAgip;
- sono state installate varie strutture e posati pipeline
nell’ambito del progetto Campagna mare per conto
Eni Divisione Exploration & Production, nei campi Tea,
Amalia e Brenda.
In Libia, 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 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;
- completata la prima fase del progetto Gupco Sealine
in Egitto per conto Gupco, che prevedeva l’installazione di nuovi sistemi di condotte per l’esportazione di
olio mediante l’utilizzo del pontone Crawler, nel corso
del secondo semestre è stata completata la fase preparatoria e la mobilitazione dei mezzi navali per la fase
II del progetto che prevede l’installazione di riser,
spool e vari pipeline;
- è stato mobilitato il team di progetto e sono iniziate
le attività di ingegneria di dettaglio e procurement
relative al progetto, di tipo EPIC, per conto Burullus
Gas Co, 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. Il contrat-
to, che prevede lo sviluppo di un campo gas in acque
profonde, è il primo di questa tipologia acquisito da
Saipem.
In Estremo Oriente sono state eseguite le seguenti attività:
- sono state completate le attività relative al progetto di
tipo EPIC Third Transmission Pipeline in Thailandia,
per conto PTT Public Co 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 Co, che prevedeva l’installazione di tre condotte mediante l’utilizzo del Castoro 10;
- sono state completate le attività di pre-commissioning
e commissioning relative al progetto di tipo EPIC
Lamma, in Cina, per conto Hong Kong Electricity Co. I
lavori offshore sono stati eseguiti, nel 2005, dal pontone posatubi Castoro 10;
- sono state completate le attività di installazione relative al progetto Sakhalin II Pipelines, in Russia, per
conto Sakhalin Energy Investment Ltd, che prevedeva
le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione del sistema di condotte che collegano le piattaforme di Lunskoye e Piltun-Astkhskoye
all’isola di Sakhalin; sul site hanno operato i pontoni
posatubi Semac 1 e Castoro 10; i pipeline sono stati
consegnati al cliente mentre sono in corso le attività di
tie-in dei flowline;
- è in corso il progetto Sakhalin II Topsides, in Russia,
per conto Samsung Heavy Industries, che prevede trasporto e installazione delle topside delle piattaforme
Lunskoye e Piltun-Astkhskoye B, quest’ultima è stata la
più grande piattaforma mai installata, mediante l’utilizzo della nave Castoro Otto, con il sistema di posizionamento denominato “floatover”;
- sono state completate le attività di ingegneria,
approvvigionamento e costruzione relative a due contratti di tipo EPIC nell’ambito del Tangguh LNG
Project in Indonesia, per conto BP Berau Ltd. Il progetto prevede attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di due piattaforme e
di due condotte sottomarine. Le due piattaforme sono
state trasportate al site e installate dalla nave Castoro
Otto, mentre la posa della prima condotta e i lavori
onshore sono ancora in corso;
- sono state completate le attività di ingegneria di dettaglio e procurement relative al progetto Thai Oil, per
conto Thai Oil Public Co Ltd, di tipo EPIC, per la realizzazione delle strutture di scarico del greggio per la raffineria di Sri Racha, nel Golfo di Siam. Il contratto pre-
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vede 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 sono iniziate le attività relative a quattro nuovi progetti acquisiti nel corso dell’anno:
- per conto Chinese Petroleum Corp, sono in corso le
attività di ingegneria e procurement relative al 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 PTT Public Co Ltd, il progetto, di tipo EPIC,
PTT-TTM New Gasline, in Thailandia, che prevede le
attività di ingegneria, trasporto, installazione,
pre-commissioning e commissioning di una condotta
fornita dal cliente; sono terminate le attività di ingegneria e procurement e sono iniziate le attività di posa
mediante l’utilizzo del Semac 1 e del Castoro 10;
- per conto Kencana HL Sdn Bhd, il progetto Bumi,
Bulan & Suriya in Malesia, che prevede il trasporto e
l’installazione di tre piattaforme wellhead, la posa di
tre pipeline e l’installazione di un modulo compressione gas su una piattaforma già esistente; è in corso l’attività di ingegneria;
- per conto Offshore Oil Engineering Co Ltd, è in corso
l’attività di ingegneria nell’ambito del progetto
Wenchang Oil Field Development, in Cina, che prevede l’installazione di due condotte.
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 ExxonMobil, in Nigeria, che 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 dell’anno sono state completate la fabbricazione e l’installazione del deck con il metodo del
”floatover” e, mediante l’utilizzo della nave di sollevamento Saipem 3000, del ponte di connessione tra la
nuova piattaforma e una già esistente sul campo. I
lavori di completamento di hook up e commissioning
sono previsti terminare nella prima metà del 2007. Il
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progetto, di tipo EPIC, viene eseguito in joint venture
con Technip-Coflexip;
sono state concluse le attività nell’ambito del progetto di tipo EPIC Erha, in Nigeria, per conto ExxonMobil,
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 ExxonMobil, 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, in Angola, le attività di installazione e
commissioning delle topside relative al progetto di
tipo EPIC Dalia, per conto Total Exploration Production
Angola, che prevede ingegneria, approvvigionamento,
fabbricazione e montaggio delle topside del sistema di
produzione galleggiante FPSO destinato a operare nel
giacimento Dalia. Il contratto è stato acquisito in joint
venture con Technip-Coflexip, Stolt Offshore e le
società coreane Samsung HI e DSME;
è stato completato il progetto di tipo EPIC West
Espoir, per conto CNR International (Côte 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 facility, nonché di tre flowline con
relativi riser, spool di connessione e condotte di collegamento;
completata la posa delle condotte mediante l’utilizzo
della nave Saibos FDS, con l’installazione della torre
dei riser, è iniziata la seconda fase 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 a 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 terminate le attività relative all’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 gasdotto tra
la stessa FPSO e la piattaforma Amenam AMP2;
sono iniziate le attività di ingegneria, approvvigionamento e fabbricazione relative al progetto, di tipo
EPIC, Awa Paloukou, per conto Eni Congo SA, in
Congo, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, trasporto, installazione, hook up e
pre-commissioning di una piattaforma, nonché la
posa di un pipeline di collegamento della piattaforma
al terminale Djeno;
- sono iniziate le attività di ingegneria, approvvigionamento e fabbricazione relative al progetto, per conto
Eni Congo SA, Ikalou South Fields Development, in
Congo, che prevede l’installazione di due piattaforme,
Ikalou & Ikalou Sud, e di varie condotte e cavi di collegamento tra le piattaforme di nuova installazione e
quelle già esistenti;
- sono in corso le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione 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, approvvigionamento e costruzione 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 facility al fine di realizzare un
sistema di connessione tra i campi di Dalia e Girassol.
Nel Mare del Nord, e con l’impiego del Saipem 7000,
Saipem ha svolto le seguenti attività:
- sono state installate varie strutture nell’ambito del
progetto Buzzard Platform, per conto Nexen, nel settore britannico, che prevede il trasporto e l’installazione di tre jacket, due deck, un wellhead e due ponti di
collegamento;
- sono stati installati gli ombelicali e il modulo di produzione relativi al progetto Buzzard Sealine, per conto
Nexen, nel settore britannico, per la realizzazione di
strutture sottomarine di un doppio sistema di condotte.
Sempre nel Mare del Nord, sono continuate le attività
preparatorie all’installazione e allo svolgimento di attività varie, che hanno visto 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;
- progetto Ormen Lange, per conto Norsk Hydro, nel
settore norvegese, che prevede il trasporto e l’installazione di due condotte a una profondità d’acqua di
circa 900 metri;
- progetto Skinfaks/Rimfaks, per conto Statoil, in
Norvegia, che prevede il trasporto, l’installazione di
due sealine, ombelicali, spool e altre strutture sottomarine.
Nel Mare del Nord, e con l’impiego del Castoro Sei, è
stato installato il pipeline nell’ambito del progetto Gas
Unie per conto BBL Co (partnership tra Gasunie, E.ON
Ruhrgas e Fluxys), che prevede la posa di una condotta
per il trasporto gas da Balgzand nei Paesi Bassi a Bacton
nel Regno Unito.
Sono, inoltre, in corso le attività relative ai progetti:
- Tweedsmuir, per conto Talisman Energy UK, nel settore britannico del Mare del Nord, che prevede la
posa di una condotta, di una flowline pipe-in-pipe e
di un gas pipeline. È in corso l’installazione delle
strutture iniziata nel secondo semestre con l’impiego del Castoro Sei;
- Colomba E Water Injection, per conto Canadian
Natural Resources, nel settore britannico 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 Colomba E;
- Dunbar, per conto Total Exploration & Production UK,
il progetto di tipo EPIC, nel settore britannico del Mare
del Nord, che prevede la sostituzione di una condotta
e spool di collegamento tra le piattaforme Dunbar e
Alwyn;
- Halfdan Northeast Phase 3, per conto Maersk Olie og
Gas AS, 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.
Per conto AIOC (Azerbaijan International Operating
Co) 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, sei piattaforme di perforazione e due
piattaforme di produzione.
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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, nonché la posa nel tratto
marino, con l’impiego dei nuovi mezzi navali appositamente costruiti, nell’ambito del progetto Kashagan
Trunkline and Production Flowlines. 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 e
procurement e sono iniziate, con la battitura dei pali,
le attività di installazione mediante la nuova bettolina
Ersai 1 e gli altri mezzi di appoggio, nell’ambito del
progetto Kashagan Piles and Flares. 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.
Per conto Dolphin Energy Ltd è stata completata l’installazione e sono iniziate le attività di collaudo, nell’ambito
del progetto, di tipo EPIC, Dolphin che comprendeva
ingegneria, approvvigionamento, trasporto e installazione di un export pipeline per il trasporto gas da Ras
Laffan, Qatar, al terminale a terra di 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 la posa dei sealine con l’impiego del pontone Castoro II.
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Per conto ExxonMobil Canada, sono state completate le attività relative al progetto, di tipo EPIC, Sable
Compression Platform, in Canada, che prevedeva le
attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione
e installazione di una piattaforma di compressione e
relative facility. L’installazione è stata eseguita mediante
l’utilizzo del Saipem 7000. Il contratto è stato eseguito
in partnership con Daewoo Shipbuilding and Marine
Engineering.
Per conto Pemex Exploration y Produccion, sono in
corso le attività relative al progetto Ku-Maloob-Zaap,
che prevede il trasporto e l’installazione di sei piattaforme nell’ambito dello sviluppo del giacimento KuMaloob-Zaap nella Baia di Campeche, in Messico.
Per conto Companhia Mexilhao do Brasil, è in corso l’attività di ingegneria di installazione relative al 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.
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.
L’unità di produzione e stoccaggio Mystras ha operato
regolarmente per l’intero anno la produzione nei campi
di Okono/Okpoho in Nigeria, a una profondità che varia
dai 60 ai 130 metri.
Nel corso dell’anno sono inoltre proseguite, in Italia, le
attività relative ai servizi di manutenzione degli impianti di produzione oil and gas per conto Eni Divisione
Exploration & Production.
Mezzi navali al 31 dicembre 2006
Saipem 7000
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.
Saibos FDS
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.
Castoro Sei
Nave posatubi semisommergibile per la posa di condotte di largo diametro e in profondità
fino a 1.000 metri.
Castoro Otto
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.
Saipem 3000
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.
Bar Protector
Nave appoggio, a posizionamento dinamico, per immersioni in alti fondali e per lavori su piattaforme.
Semac 1 (Bar 420)
Pontone posatubi semisommergibile, idoneo per la posa di condotte di largo diametro e in
acque profonde.
Castoro II
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.
Castoro 10
Pontone per interro condotte fino a 60 pollici di diametro e per la posa di condotte in basso
fondale.
Castoro 12
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.
Bos 355
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.
Crawler
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.
Saipem Trenching Barge Pontone per post trenching e back-filling di condotte fino a 40 pollici di diametro in bassissimo fondale (1,4 metri).
Saibos 230
Pontone di lavoro con gru mobile per battitura pali, terminali, piattaforme fisse.
Ersai 1
Bettolina per sollevamento e installazioni con possibilità di lavorare grounded (adagiata sul
fondo del mare). Per le attività vengono usate due gru cingolate, una da 300 tonnellate e l’altra da 1.600 tonnellate.
Castoro XI
Bettolina da trasporto carichi pesanti.
Castoro 9
Bettolina per varo di piattaforme fino a 5.000 tonnellate.
S42
S44
S45
Bos 600
Saibos 103
Bettolina da trasporto carichi leggeri.
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ONSHORE
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
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terra per la produzione e 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 e in cui è esercitata un’attività continuativa sono la Penisola arabica, la Nigeria, la
Russia e l’Algeria. Il Gruppo continua a essere impegnato
anche in Kazakhstan, dove opera in consorzio con un
altro operatore internazionale; inoltre, Saipem opera in
Oman e in Francia.
Il Gruppo Saipem negli ultimi anni ha rafforzato la presenza nel segmento del trasporto del gas liquefatto focalizzando l’attività operativa principalmente nell’area del
Mar Mediterraneo e su due progetti particolarmente sfidanti e impegnativi in corso di realizzazione in India e
Cina. Sono inoltre stati avviati due nuovi progetti negli
Stati Uniti e in Messico.
Il Gruppo Saipem ha recentemente iniziato a operare
anche nel segmento maintenance che completa la filiera dei servizi forniti alle oil company. Attualmente
Saipem è presente e fornisce servizi principalmente
nell’Europa Occidentale e in Russia in stabilimenti
petrolchimici e raffinerie, in Africa Occidentale in infrastrutture petrolifere upstream.
Gli investimenti nel settore Onshore (upstream, trasporto e downstream di olio e gas) sono previsti in ulteriore
crescita rispetto ai valori già elevati visti nel 2006, sostenuti dal continuo incremento della domanda di energia
e dagli elevati prezzi di olio e gas.
In particolare gli investimenti in esplorazione e produzione (E&P) sono stimati aumentare nel 2007 del 10%,
dopo aver registrato un aumento del 30% nel 2006. Le
principali aree di attività saranno il Medio Oriente, la
regione del Caspio, la Libia e l’Algeria. Inoltre si prevede
che nei prossimi anni vengano sviluppati nuovi campi in
aree geografiche che presentano importanti sfide tecnologiche e produttive quali le sabbie bituminose in
Canada o in Venezuela.
Il gas naturale rappresenta la fonte di energia con maggiori potenzialità di crescita futura: il progresso tecnologico e il conseguente abbassamento dei costi di produzione e di trasporto consentono oggi di valorizzare riserve di gas remoto fino a poco tempo fa difficilmente sfruttabili. Nei prossimi anni la crescita di nuovi progetti nel
settore del GNL (Gas Naturale Liquefatto) continuerà a
essere robusta. I fattori di sviluppo del GNL, oltre alla crescente richiesta di gas naturale, risiedono nella sua maggior flessibilità, nella costante riduzione dei costi grazie
alle forti economie di scala (le dimensioni dei nuovi treni
in fase di progettazione sono doppie rispetto a quelle di
pochi anni fa) e nella crescente esperienza tecnologica,
costruttiva e finanziaria del settore. La riduzione dei
costi in tutta la filiera produttiva (liquefazione, trasporto
e rigassificazione) consente oggi al GNL di essere trasportato a distanze sempre maggiori.
Contestualmente si prevede la realizzazione di un crescente numero di rigassificatori del gas naturale liquefatto
alle porte dei grandi mercati in Europa, Stati Uniti e Asia:
tuttavia la costruzione di questi impianti a terra si scontra
con vincoli sempre maggiori di natura burocratica e
ambientale (ottenimento dei permessi e delle autorizzazioni, opposizione locale per motivi ambientali), nonché
con l’attuale situazione di ristrettezze nelle disponibilità
di manodopera qualificata, di materiali e di apparecchiature critiche. La forte crescita degli investimenti nei rigassificatori avrà un impatto positivo anche nel settore della
costruzione di infrastrutture (lavori marittimi).
Grazie all’avanzamento tecnologico gli impianti di produzione di combustibili liquidi da gas (GTL) potrebbero
diventare un’alternativa per lo sviluppo di campi di gas
naturale remoti o per diversificare le tipologie di sviluppo di campi gas in Paesi particolarmente ricchi di riserve
(Qatar), soprattutto verso quei mercati finali che richiedono grandi quantità di distillati medi (p. e. Europa e
Asia). Questi impianti sono tuttavia ancora molto costosi e la redditività continua a dipendere fortemente dal
prezzo del gas naturale. Il fattore critico di successo per
il futuro sarà la riduzione dei costi, acquisibile grazie
all’esperienza e allo sviluppo tecnologico.
Il gas naturale rappresenta anche la materia prima per la
sintesi di numerosi prodotti (metanolo, fertilizzanti,
etc.) che, in alcuni casi specifici, potrebbero rappresentarne un valido mezzo di valorizzazione. Tali impianti
avranno dimensioni elevate (world-scale) e saranno
localizzati prevalentemente nelle aree in cui è disponibile gas naturale a basso costo (Medio Oriente, Africa
Settentrionale-Occidentale e America Latina) e/o caratterizzate dalla forte crescita di domanda (Cina, Pakistan).
Il settore della raffinazione, già in forte ripresa nel 2006,
continuerà a essere caratterizzato da un’intensa attività,
dovuta, oltre che alla graduale crescita della domanda,
alla riduzione della spare capacity, conseguenza degli
scarsi investimenti effettuati negli ultimi anni e all’impatto delle nuove disposizioni ambientali. Altro elemento
chiave è il cambiamento progressivo dei tipi di greggi
disponibili sul mercato, con crescenti quantità di greggio
di scarsa qualità, ricco di zolfo o molto pesante, o derivante dallo sviluppo delle sabbie bituminose di Canada e
Venezuela. Il maggior trattamento di questi crudi richiederà infatti rilevanti modifiche alle raffinerie e/o la costruzione di nuovi impianti (resid hydrocracking o coking).
Inoltre, diverse nuove raffinerie per l’esportazione sono
in programma in alcune delle aree di maggior interesse
della nostra Società, quali Medio Oriente (Kuwait e
Arabia Saudita), Nord Africa, Asia, Asia-Pacifico e
America Latina. Sono previsti nei prossimi anni forti
investimenti in tal senso. Si prevede che a livello mondiale nel 2007 il settore avrà investimenti superiori ai 20
miliardi di dollari.
La produzione nel settore della chimica e della petrolchimica continuerà a spostarsi dalle aree di consumo
(Nord America, Europa) verso aree caratterizzate dal
basso costo delle materie prime (Medio Oriente, Africa)
29
o aree di consumo in via di forte sviluppo (Cina, India).
Nei prossimi anni sono previsti ancora investimenti elevati per i nuovi impianti di etilene, nonché per il settore
delle plastiche (polietilene, polipropilene, polistirene).
Il quadro risulta positivo anche per le attività di manutenzione (MMO) che saranno trainate da fattori chiave
quali le nuove e stringenti norme ambientali, la ricerca di
maggiore efficienza degli impianti e l’installazione di
nuovi processi sempre più complessi e sofisticati.
Con il progressivo esaurimento delle riserve e la graduale riduzione della produzione di olio e gas nei bacini
occidentali tradizionali (Nord America, Europa), molti
nuovi investimenti si sono spostati gradualmente verso
aree sempre più di frontiera, dapprima in Medio Oriente
e, successivamente, in Russia, nelle steppe del
Kazakhstan e Uzbekistan, nel Nord del Canada e della
Scandinavia, in alcune aree dell’America Latina, in
Nigeria e nel Nord Australia. Queste aree sono caratterizzate da una sensibile lontananza dai mercati e dalle
tradizionali fonti di lavoro e di materiali. Inoltre risultano
spesso inospitali dal punto di vista climatico e/o caratterizzati da un clima politico instabile.
Tutto ciò continuerà a porre grandi sfide per l’esecuzione dei progetti da parte delle società di ingegneria e
costruzione che dovranno operare in ambienti pericolosi e lontani.
La vertiginosa crescita economica dei Paesi in via di sviluppo e il sostenuto ritmo degli investimenti in vari settori ha ulteriormente aumentato nel 2006 la domanda
delle principali materie prime (per esempio acciaio e
cemento), dei materiali e della maggior parte dei macchinari. Tutto questo ha portato a un deciso incremento
dei costi delle forniture e, quindi, delle spese di investimento in nuovi impianti rispetto ai budget previsti e a un
allungamento dei tempi di consegna. Inoltre l’effetto
della forte crescita della domanda nel settore dell’ingegneria e delle costruzioni in campo energetico sta portando a una carenza di disponibilità di risorse umane
qualificate (servizi e ingegneria). Tale situazione potrebbe rallentare lo sviluppo di alcuni grandi progetti, che
potrebbero quindi essere rinviati, o causare difficoltà
nella loro realizzazione.
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
la realizzazione di due treni di separazione gas e greggio oltre a una serie di infrastrutture di produzione;
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- per conto Saudi Aramco, il contratto, di tipo EPC, per la
realizzazione dell’impianto di separazione gas-oil
(GOSP) nell’ambito del programma di sviluppo del
giacimento petrolifero di Khurais, in Arabia Saudita,
situato a circa 180 chilometri a nord est di Rijadh. Il
contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di quattro treni di separazione di gas e greggio, oltre a una serie di infrastrutture di produzione;
- per conto Shell Petroleum Development Co 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 del Gruppo DBP, il progetto, di tipo EPC,
“Alinta Gas”, in Australia, per la fase 5-A del progetto di
espansione della condotta DBNGP, che collega
Dampier a Bunbury, attraversando da nord a sud ovest
lo Stato del Western Australia;
- per conto Shell Petroleum Development Co 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 Qatar Shell Ltd, il progetto, di tipo EPC,
“Pearl” Gas To Liquids (GTL), in Qatar, per la realizzazione di un impianto di trattamento delle acque di
scarico nella città industriale di Ras Laffan. Il contratto
è stato acquisito in consorzio con la società Al Jaber e
la joint venture paritaria tra Saipem e OTV;
- 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 Perù Lng, il progetto “Melchiorita Lng”, in
Perù, che prevede la costruzione 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 e in consorzio con Jan de Nul NV;
- 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 dell’anno sono
principalmente riconducibili all’acquisto e all’approntamento di mezzi e attrezzature necessari per l’esecuzione
dei progetti Gbaran in Nigeria, Sakhalin II in Russia e
Khurais in Arabia Saudita 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.
Le realizzazioni
L’attività svolta nell’ambito dell’Onshore ha riguardato la
posa di 871 chilometri di condotte di vario diametro e
l’installazione di 5.242 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 relative ai progetti, di tipo EPC,
Khurais e Ghawar, che prevedono entrambi le attività
di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e
commissioning di una condotta.
trostrumentali 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 Co 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.
In Algeria, per conto Sonatrach/Sonelgaz, è in fase di
completamento il progetto di tipo EPC, Berrouaghia,
per la costruzione di una gas power station.
In Marocco, per conto ASTM (Agence Spéciale Tanger
Méditerranée), sono state completate le attività relative
alle fasi 1 e 2 del progetto Tanger Port, che prevedeva
lavori di scavo e bonifica nel porto di Tangeri.
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 Caveaou
che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione delle strutture di un terminale di
rigassificazione, inclusi tre serbatoi di stoccaggio e
opere marittime.
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 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.
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 elet-
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.
31
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.
Sempre in Russia, nell’ambito del progetto Blue Stream,
per conto Blue Stream Pipeline Co, sono state completate le attività necessarie per la sostituzione delle giunture
sulle linee ad alta pressione, i test idraulici, i lavori elettrici ed elettrostrumentali nonché i lavori civili e di completamento presso la stazione di compressione di
Beregovaya; la stazione è stata messa in esercizio e consegnata al cliente.
In Cina, per conto del consorzio CNOOC/BP e 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.
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 dell’anno 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.
Nel periodo aprile-dicembre 2006 Snamprogetti, con
alcune delle sue dirette controllate, ha svolto le seguenti attività.
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
32
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 un’unità di recupero
NGL.
Negli Emirati Arabi Uniti, per conto Gasco, sono state svolte attività relative al progetto, di tipo EPC, Ruwais, che
prevede la realizzazione di un treno di frazionamento su
un’unica linea e l’adeguamento delle relative facility, inclusa la realizzazione di una nuova banchina per il caricamento a mare e un nuovo parco serbatoi refrigerati.
In Nigeria, per conto ChevronTexaco, 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 prevede la realizzazione di una unità vacuum, una di
hydrocracking e una di hydrotreating, oltre a un’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.
PERFORAZIONI MARE
Quadro generale
Nel settore Perforazioni Mare, il Gruppo ha operato nel
corso dell’anno 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
a 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) Ltd 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 Sociedade Unipessoal Lda che gestisce i
mezzi di perforazione a eccezione dello Scarabeo 5
gestito direttamente da Saipem SpA e del Perro Negro
4 di proprietà della società egiziana di nuova costituzione Saipem Misr. Nel settore opera anche Sonsub Ltd
a supporto delle attività con l’impiego dei propri ROV.
Nel corso del 2006 il mercato delle Perforazioni Mare ha
continuato ad attraversare una fase di crescita particolarmente positiva. La domanda ha fatto registrare un
trend crescente in tutte le aree geografiche, contribuendo a determinare tassi di utilizzo molto elevati.
33
Conseguentemente, le tariffe giornaliere di noleggio, già
in crescita nel 2005, sono ulteriormente aumentate. Tale
aumento, che ha riguardato le principali tipologie di
mezzi (drillship, semisommergibili, jack-up), operativi
sia in alte profondità che in basse profondità, si è manifestato in tutte le aree geografiche, e nella maggior parte
dei casi è stato molto rapido.
L’unica eccezione alla crescita delle tariffe ha riguardato
i jack-up nel Golfo del Messico, in fase di declino per via
di nuove normative e di condizioni ambientali che
hanno indotto le società di perforazione a spostare alcuni mezzi in aree più remunerative (Medio Oriente in particolare) per sfruttare il ciclo di mercato positivo.
La crescente domanda, unita alla disponibilità delle compagnie petrolifere ad assicurarsi – anche a costi crescenti –
mezzi di perforazione che garantiscano il rispetto dei loro
piani di esplorazione e sviluppo, ha inoltre dato un forte
impulso ai programmi di investimento delle società di
perforazione finalizzati alla realizzazione di nuovi mezzi e
al potenziamento e aggiornamento di mezzi già esistenti.
Le acquisizioni
Le acquisizioni più significative nel periodo sono relative
ai seguenti lavori:
- per conto Eni Norge, il noleggio, per cinque anni, nel
Mare del Nord della piattaforma semisommergibile, in
costruzione, Scarabeo 8;
- per conto Statoil, il noleggio, per quarantanove mesi,
della piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 in
Norvegia;
- per conto Eni Divisione Exploration & Production, il
noleggio, per tre anni, della piattaforma semisommergibile Scarabeo 7 in Indonesia;
- per conto Addax Petroleum, il noleggio, per 27 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;
- per conto Eni Divisione Exploration & Production, il
noleggio, per tre anni, della nave di perforazione
Saipem 10000 in diverse parti del mondo a partire dal
terzo trimestre 2009;
- per conto ExxonMobil, l’estensione, a seguito dell’esercizio di opzione, del noleggio della piattaforma
semisommergibile Scarabeo 7, in Nigeria, per le attività di perforazione, per la durata di 16 mesi;
- per conto Burullus Gas Co, il noleggio, per due anni, della
piattaforma semisommergibile Scarabeo 6 in Egitto;
- per conto Eni Congo SA, il noleggio, per cinque anni, di
una tender assisted drilling unit in Congo;
34
- per conto Eni Congo SA, le attività di manutenzione e
work-over, per tre anni, da svolgere con attrezzature di
proprietà del cliente, in Congo.
Gli investimenti
Tra le attività di investimento relative alle Perforazioni
Mare sono da segnalare:
- investimento per la costruzione della nuova piattaforma semisommergibile Scarabeo 8 che opererà in
Norvegia per conto Eni Norge;
- gli interventi sul jack-up Perro Negro 4 per renderlo
idoneo all’esecuzione della commessa in Egitto per
conto Petrobel;
- investimenti effettuati sulla flotta per rendere i mezzi
adeguati alle normative internazionali e alle richieste
specifiche delle società committenti.
Le realizzazioni
L’attività 2006 ha riguardato l’esecuzione di 75 pozzi per
un totale di 126.125 metri perforati.
La nave di perforazione per alti fondali Saipem 10000 ha
continuato a 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 2008.
La piattaforma semisommergibile Scarabeo 4 ha operato fino ad agosto nell’offshore egiziano per conto IEOC e,
in seguito, si è trasferita in Libia dove ha iniziato le attività di perforazione per conto di Eni North Africa.
La piattaforma semisommergibile Scarabeo 5 ha continuato a operare in HP/HT (alta pressione/alta temperatura) nell’offshore norvegese per conto Statoil, nell’ambito di un contratto esteso fino a dicembre 2010.
La piattaforma semisommergibile Scarabeo 6 ha continuato le operazioni di perforazione in Egitto nell’ambito
di un contratto della durata di due anni, per conto
Burullus Gas Co.
La piattaforma semisommergibile Scarabeo 7 ha continuato a operare sul campo di Erha, in Nigeria, per conto
ExxonMobil 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.
le operazioni di perforazione nell’offshore iraniano per
conto Eni Iran BV.
Il jack-up Perro Negro 3 ha continuato le operazioni di
perforazione e workover nell’offshore indiano per conto
GSPC (Gujarat State Petroleum Co) nell’ambito di un
contratto che terminerà a dicembre 2007.
L’impianto package 5820 ha continuato le attività operative nell’offshore libico 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.
Il jack-up Perro Negro 4, terminati i lavori di approntamento e upgrading a Sharjah, si è trasferito in Egitto
dove ha iniziato le attività di perforazione nell’ambito di
un contratto, della durata di tre anni, per conto Petrobel.
In Congo, sono proseguiti i lavori di workover e manutenzione degli impianti della committente sulle piattaforme fisse di Eni Congo SA nell’ambito di un contratto rinnovato per ulteriori tre anni.
Il jack-up Perro Negro 5 ha continuato a operare, nell’ambito di un contratto della durata di tre anni, in Arabia
Saudita per conto Saudi Aramco.
In Perù sono stati noleggiati, per conto Petrotech, due
impianti che hanno eseguito 148 interventi di workover
e pulling e, per conto BPZ Energy, un tender assisted rig
che ha perforato un pozzo.
La piattaforma autosollevabile Shahid Rajaie, di proprietà NIDC (National Iranian Drilling Contractor), ma
gestita da Saipem, ha continuato, fino alla fine di maggio,
Utilizzo mezzi navali
L’utilizzo dei mezzi navali è stato il seguente:
Mezzo navale
n. giorni venduti
Piattaforma semisommergibile Scarabeo 3
365
365
(*)
350 (a)
346 (a)
358 (a)
Nave di perforazione Saipem 10000
365
Jack-up Perro Negro 2
365
365
26 (b)
365
(*) Mezzo in leasing - Saipem SpA.
(a) Nel complemento a 365 giorni il mezzo è stato interessato da lavori di rimessa in classe.
(b) Nel complemento a 365 giorni il mezzo è stato interessato da lavori di approntamento per un nuovo contratto.
35
PERFORAZIONI TERRA
Quadro generale
Nel settore Perforazioni Terra il Gruppo Saipem opera in
Italia, Algeria, Egitto, Nigeria, Arabia Saudita, Georgia,
Kazakhstan, Turkmenistan, Ecuador, Perù e Venezuela.
Nel settore, oltre alla Capogruppo, operano anche
Saipem (Nigeria) Ltd, 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).
La fase di espansione del mercato è continuata anche
nel 2006 e ha investito tutte le principali aree geografi36
che. America Latina, Nord Africa e soprattutto Medio
Oriente sono le regioni che hanno mostrato i maggiori
incrementi, nel cui ambito si sono segnalate, rispettivamente, Argentina e Venezuela in America Latina, Algeria
ed Egitto in Nord Africa, Arabia Saudita in Medio
Oriente.
La crescita è stata più contenuta nell’area dell’AsiaPacifico mentre l’Europa si è mantenuta sui livelli dell’anno precedente, con un rallentamento della fase di
declino che ha caratterizzato gli ultimi anni.
In seguito alle positive condizioni di mercato i maggiori
contrattisti hanno intrapreso piani di costruzione di
nuovi mezzi e di riattivazione di mezzi già esistenti, analogamente alla tendenza in corso nelle Perforazioni
Mare.
Le acquisizioni
Le acquisizioni più significative dell’esercizio sono relative ai seguenti lavori:
- per conto PDVSA, il noleggio di tre impianti in
Venezuela, uno per la durata di cinque anni, uno per la
durata di un anno e uno per la durata di quattro mesi;
- per conto PDVSA, il noleggio di un impianto di nuova
costruzione in Venezuela, per la durata di cinque anni;
- per conto Saudi Aramco, il noleggio di un impianto, in
Arabia Saudita, per la durata di tre anni;
- per conto Zhaikmunai, il noleggio di due impianti, in
Kazakhstan, per la durata, rispettivamente, di trentuno
e trentasei mesi;
- 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 PDVSA, il noleggio, per diciassette mesi, di
un impianto in Venezuela;
- per conto Groupement Sonatrach Agip, 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 Groupement Sonatrach Agip, il noleggio di
un impianto, in Algeria, per la durata di due anni;
- per conto Repsol YPF, il noleggio di due impianti, in
Algeria, ciascuno per la durata di un anno;
- per conto First Calgary, il noleggio di un impianto, in
Algeria, per la durata di due anni;
- per conto Sonatrach, il noleggio, per due anni, di un
impianto in Algeria per attività di workover.
Gli investimenti
Tra le attività di investimento relative alle Perforazioni
Terra sono da segnalare:
- investimento per la costruzione di un nuovo impianto
destinato a operare in Venezuela nell’ambito di un
contratto quinquennale per conto PDVSA;
- gli interventi su un impianto di perforazione per renderlo idoneo all’esecuzione della commessa in Arabia
per conto Enirepsa;
- interventi di miglioramento e integrazione realizzati
sugli impianti per mantenerne l’efficienza operativa.
Le realizzazioni
L’attività ha riguardato l’esecuzione di 236 pozzi per un
totale di 602.024 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 e il workover di pozzi
profondi.
In particolare:
- un impianto per pozzi profondi ha terminato le operazioni di workover in provincia di Novara e si è poi trasferito in provincia di Milano, dove ha iniziato la perforazione di un pozzo;
- un impianto di medio/alta potenza, ultimate le operazioni di workover in provincia di Caltanissetta, si è trasferito a giugno in provincia di Messina, dove sta
perforando un pozzo per conto Enimed.
In Arabia Saudita sono operativi nove impianti, dei quali
otto lavorano nell’ambito di un contratto per conto
Saudi Aramco, della durata di tre anni più un anno di
opzione, mentre il nono ha cominciato le operazioni di
perforazione a settembre nell’ambito di un contratto,
della durata di tre anni, per conto Enirepsa.
In Algeria lavorano attualmente cinque impianti di
medio/alta potenza. In particolare:
- un impianto opera per conto Repsol nell’ambito di un
contratto che prevede la perforazione di quattro
pozzi;
- un impianto opera per conto First Calgary Petroleum
nell’ambito di un contratto che è stato esteso fino a
marzo 2009;
- un impianto ha cominciato le operazioni per conto
Petrocanada nell’ambito di un contratto valevole fino
ad aprile 2007;
- un impianto opera per conto Groupement Sonatrach
Agip nell’ambito di un contratto che prevede le perforazione di tre pozzi più quattro in opzione;
- un impianto continua a svolgere attività di perforazione per conto Conoco Phillips nell’ambito di un contratto che terminerà a marzo 2007.
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 cinque
pozzi per conto Pluspetrol nell’area di Teniente Lopez
(Perù);
- un impianto di perforazione ha perforato tre pozzi
esplorativi per conto Pluspetrol nel Blocco 8 della
Selva Amazzonica (Perù);
- un impianto di perforazione ha perforato trentanove
pozzi di sviluppo per conto Petrobras Perù nell’area di
Talara (Perù);
- un impianto di perforazione ha perforato due pozzi di
esplorazione nell’area della Selva Amazzonica per
conto Repsol YPF, più due pozzi di sviluppo per conto
Petrobras nell’area di Talara;
37
- tre impianti di perforazione hanno perforato trentadue pozzi di sviluppo per conto PDVSA nell’area 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 perforato
un pozzo a gas per conto Pluspetrol Venezuela nell’area di Tiznado & Barbacoas;
- un impianto idraulico di nuova concezione ha perforato ventitre pozzi di sviluppo per conto Eni Dación BV e
per conto PDVSA nell’area di Dación (Venezuela);
- un impianto di perforazione ha perforato tre pozzi per
conto di PDVSA nell’area di Anaco (Venezuela).
Per quanto riguarda le operazioni di workover e pulling
onshore il dettaglio delle attività è il seguente:
- nell’area di Trompetero (Perù) sono stati eseguiti cinquantadue interventi di pulling e workover per conto
Pluspetrol;
- nell’area di Teniente Lopez (Perù) sono stati eseguiti
quarantaquattro interventi di pulling e workover per
conto di Pluspetrol;
- nell’area di Talara (Perù) sono stati eseguiti seicentoventidue interventi di pulling e workover per conto di
Petrobras.
In Kazakhstan è proseguita l’attività di workover per
conto di Karachaganak Petroleum Operating (KPO) nella
provincia di Uralsk. Nel corso dell’anno sono stati utilizzati tre impianti, dei quali uno preso a noleggio dalla
società kazaka Kazburgas e due dalla statunitense Parker.
Un impianto di medio/alta potenza ha continuato l’atti-
38
vità di perforazione nella provincia di Uralsk per conto
Zhaikmunai Llp, nell’ambito di un contratto che terminerà a dicembre 2009.
Terminate le attività preparatorie iniziate nel 2005, nel
secondo semestre dell’anno sono iniziate le attività di
perforazione nell’ambito del progetto D Island, per
conto Agip KCO, nella parte settentrionale del Mar
Caspio, 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 Georgia un impianto di medio/alta potenza ha continuato le operazioni di perforazione del terzo e ultimo
dei tre pozzi previsti.
Utilizzo impianti
L’attività operativa ha comportato un utilizzo medio
degli impianti del 94,3% (90% nel 2005); di detti impianti 13 sono impiegati in Perù, 9 in Arabia Saudita, 6 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.
È stato, infine, impiegato 1 impianto in compartecipazione con terzi in Kazakhstan.
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / C O M M E N TO A I R I S U LTAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I
Come indicato nel capitolo “Criteri di redazione” il
Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2006 è stato redat-
to applicando gli International Financial Reporting
Standards (IFRS) o principi contabili internazionali.
RISULTATI ECONOMICI
Gruppo Saipem - Conto economico
Esercizio 2006
(milioni di euro)
Esercizio
2005
4.528
11
Saipem Snamprogetti
Effetti
stand alone
acquisizione
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
(3.156) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(819) Lavoro e oneri relativi
564
Margine operativo lordo
(199) Ammortamenti e svalutazioni
365
Utile operativo
(54) Oneri finanziari netti
24
335
Proventi netti su partecipazioni
Utile prima delle imposte
(76) Imposte sul reddito
259
Utile prima degli interessi di terzi azionisti
(4) Risultato di competenza di terzi azionisti
255
Utile netto
5.228
2.289
9
-
(3.606)
(1.931)
(912)
719
(215)
504
(77)
(1)
-
Saipem
Consolidato
Var. %
7.517
66,0
9
4
(5.533)
(257)
5
(1.164)
101
9
829
(15)
-
(230)
86 (2)
9
599
(21)
(100)
(2)
34
11 (3)
461
95
(12)
544
(121)
(40)
4
(157)
340
55
(8)
387
(3)
337
55
-
(8)
46,9
64,1
45
62,4
49,4
(3)
384
50,6
(1) Comprende 10 milioni di euro per l’applicazione dello IAS 39 a contratti la cui esecuzione non è ancora iniziata.
(2) Comprende indennizzi per 82 milioni di euro riconosciuti da Eni per applicazione della “loss indemnity provision” stipulata nel contratto di compravendita di
Snamprogetti.
(3) Comprende indennizzi per 7 milioni di euro riconosciuti da Eni per applicazione della “loss indemnity provision” stipulata nel contratto di compravendita di Snamprogetti.
Saipem “stand alone”
I ricavi della gestione caratteristica realizzati nel corso
del 2006 ammontano a 5.228 milioni di euro, con un
aumento di 700 milioni di euro rispetto a quelli del
2005, principalmente per maggiori volumi di attività sviluppati dai settori Onshore e Offshore.
Il margine operativo lordo, pari a 719 milioni di euro,
registra un incremento del 27,5% rispetto al 2005.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e
immateriali sono stati 215 milioni di euro.
L’utile operativo conseguito nel 2006, pari a 504 milioni di euro, aumenta di 139 milioni di euro rispetto a
quello consuntivato nel 2005, come commentato di
39
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 2005, di 46
milioni di euro principalmente per effetto dei maggiori
tassi di interesse e per il maggiore indebitamento medio
associabile all’acquisizione di Snamprogetti e alla distribuzione dei dividendi.
I proventi netti su partecipazioni, pari a 45 milioni di
euro, esprimono un incremento di 21 milioni di euro
rispetto al 2005.
L’utile prima delle imposte si attesta sui 544 milioni di
euro, con un incremento del 62,4% rispetto al 2005.
Le imposte sul reddito, pari a 157 milioni di euro,
aumentano di 81 milioni di euro rispetto al 2005 come
conseguenza dell’aumento della base imponibile e del
tax rate che passa dal 23% del 2005 al 29% del 2006.
L’utile netto raggiunge l’importo di 384 milioni di euro,
con un incremento del 51% rispetto al 2005.
Utile operativo e costi per destinazione
Esercizio 2006
(milioni di euro)
Esercizio
2005
4.528
Saipem Snamprogetti
Effetti
stand alone
acquisizione
Ricavi operativi
(3.914) Costi della produzione
5.228
2.289
Var. %
7.517
66,0
(4.446)
(2.111)
(57) Costi di inattività
(59)
(2)
(61)
(62) Costi commerciali
(78)
(31)
(109)
(9)
(14)
(23)
(7) Costi di ricerca e sviluppo
(3) Proventi e (oneri) diversi operativi
485
(1)
Margine di attività
(120) Spese generali
365
8
Saipem
Consolidato
Utile operativo
Il Gruppo Saipem “stand alone” ha conseguito nel 2006
ricavi operativi, che coincidono con i ricavi della gestione caratteristica, di 5.228 milioni di euro, registrando,
come già commentato, un aumento di 700 milioni di
euro rispetto al 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 4.446 milioni di euro, (3.914 milioni di
euro nel 2005), con un incremento del 13,6%, correlato
all’aumento dei volumi di attività.
I costi di inattività sono aumentati di 2 milioni di euro.
(6.549)
(1)
635
131
8
774
(131)
(45)
1
(175)
504
86
9
599
59,6
64,1
I costi commerciali, pari a 78 milioni di euro, registrano
un incremento di 16 milioni di euro rispetto al 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 2 milioni di euro.
Il margine di attività presenta un incremento del 30,9%,
attestandosi sui 635 milioni di euro con una redditività
del 12,1% rispetto al 10,7% del 2005.
Le spese generali pari a 131 milioni di euro, aumentano
di 11 milioni di euro rispetto al 2005, principalmente
per l’accelerazione dell’implementazione del pacchetto
integrato SAP in Kazakhstan e la piena operatività del
progetto Sarbanes Oxley Act.
Analizzando i risultati espressi dalle principali attività:
Offshore (1)
(milioni di euro)
Ricavi
Esercizio 2005
Esercizio 2006
2.795
3.192
(2.458)
(2.784)
Ammortamenti
(96)
(108)
Utile operativo
241
300
Costo del venduto
(1) 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.
40
I ricavi del 2006 ammontano a 3.192 milioni di euro, con
un incremento del 14% rispetto all’esercizio 2005, la
variazione è principalmente riconducibile alla maggiore
attività in Kazakhstan e Azerbaijan.
Il costo del venduto, pari a 2.784 milioni di euro, aumenta del 13,2%, coerentemente con i maggiori volumi dell’esercizio.
Gli ammortamenti risultano superiori di 12 milioni di
euro rispetto a quanto consuntivato nel 2005 per effet-
to della conclusione di progetti che avevano richiesto
attrezzature specifiche.
L’utile operativo del 2006 ammonta a 300 milioni di
euro, pari al 9,4% dei ricavi, rispetto ai 241 milioni di euro
del 2005, pari all’8,6% dei ricavi. L’incremento di redditività è da ricondurre a migliori condizioni contrattuali e a
una buona efficienza operativa.
Onshore (1)
(milioni di euro)
Esercizio 2005
Saipem
stand alone
Ricavi
Costo del venduto
Esercizio 2006
Saipem Snamprogetti
stand alone
Saipem
Consolidato
1.221
1.411
2.289
3.700
(3.487)
(1.137)
(1.304)
(2.183)
Ammortamenti
(35)
(34)
(15)
Utile operativo
49
73
91 (2)
(49)
164
(1) 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.
(2) Comprende indennizzi per 82 milioni di euro riconosciuti da Eni per applicazione della “loss indemnity provision” stipulata nel contratto di compravendita di
Snamprogetti.
Saipem “stand alone”
I ricavi del 2006 ammontano a 1.411 milioni di euro, con
un incremento del 15,6% rispetto al 2005, ascrivibile alla
piena operatività di commesse in Messico e Canada.
All’incremento dei volumi è associato un incremento del
costo del venduto del 14,7%. Gli ammortamenti sono,
invece, diminuiti di 1 milione di euro, pari al 2,9%.
L’utile operativo del 2006 ammonta a 73 milioni di euro
rispetto ai 49 milioni di euro del 2005, con un’incidenza
sui ricavi che passa dal 4% del 2005 al 5,2% del 2006.
L’incremento dei margini è ascrivibile a una buona efficienza operativa e a migliori condizioni contrattuali.
Snamprogetti
I ricavi generati da Snamprogetti, nel periodo apriledicembre 2006, ammontano a 2.289 milioni di euro e
sono riconducibili a progetti completati o in fase di esecuzione, principalmente in Medio Oriente e in Italia. L’utile
operativo ammonta a 91 milioni di euro con un’incidenza
sui ricavi del 4%.
Perforazioni Mare
(milioni di euro)
Ricavi
Costo del venduto
Esercizio 2005
Esercizio 2006
302
365
(199)
(209)
Ammortamenti
(49)
(53)
Utile operativo
54
103
I ricavi del 2006 ammontano a 365 milioni di euro, con
un incremento del 20,9% rispetto al 2005, riconducibile
alla maggiore attività della nave di perforazione Saipem
10000 e del jack-up Perro Negro 5 nonché a più elevate
tariffe contrattuali.
Il costo del venduto registra un incremento del 5%
rispetto al 2005, coerentemente con i maggiori volumi
dell’esercizio.
Gli ammortamenti aumentano di 4 milioni di euro
rispetto al corrispondente periodo del 2005 per effetto
della piena operatività dei mezzi interessati da lavori di
approntamento nel 2005.
L’utile operativo del 2006 ammonta a 103 milioni di
euro rispetto ai 54 milioni di euro del 2005, con un’incidenza sui ricavi che passa dal 17,9% al 28,2%. 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.
41
Perforazioni Terra
Esercizio 2005
(milioni di euro)
Ricavi
Esercizio 2006
210
260
(170)
(208)
Ammortamenti
(19)
(20)
Utile operativo
21
32
Costo del venduto
I ricavi del 2006 ammontano a 260 milioni di euro, con
un incremento del 23,8% rispetto al 2005, riconducibile
principalmente alla maggiore attività in Africa del Nord e
in Kazakhstan.
Coerentemente coi maggiori volumi, il costo del venduto registra un aumento del 22,4% rispetto all’esercizio
precedente.
L’utile operativo del 2006 ammonta 32 milioni di euro
rispetto ai 21 milioni di euro del 2005, con un’incidenza
sui ricavi che passa dal 10% al 12,3%. 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.
SITUAZIONE PATRIMONIALE E FINANZIARIA
Gruppo Saipem - Stato patrimoniale riclassificato
Lo schema di stato patrimoniale riclassificato aggrega i
valori attivi e passivi dello schema obbligatorio secondo
il criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa
considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento.
Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché con(milioni di euro)
(1)
sente di individuare le fonti delle risorse finanziarie
(mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel
capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE)
e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria
(leverage).
31.12.2006 (2)
31.12.2005
Attività materiali nette
1.903
Attività immateriali
2.345
837
849
2.740
3.194
- Offshore
1.437
- Onshore
487
603
- Perforazioni Mare
729
776
- Perforazioni Terra
87
Partecipazioni
Capitale immobilizzato
1.720
95
40
153
2.780
3.347
Capitale di esercizio netto
(37)
(176)
Fondo per benefici ai dipendenti
(88)
(169)
Capitale investito netto
2.655
3.002
Patrimonio netto
1.630
1.581 (3)
Capitale e riserve di terzi
13
4
Indebitamento finanziario netto
1.012
1.417
Coperture
2.655
3.002
Leverage (indebitamento/patrimonio netto)
N. azioni emesse e sottoscritte
0,62
0,90
441.410.900
441.410.900
(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a quelli obbligatori” a pag. 73.
(2) Comprende gli effetti dell’acquisizione di Snamprogetti.
(3) Recepisce il decremento di 442 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.
42
Il capitale immobilizzato si è attestato al 31 dicembre
2006 sui 3.347 milioni di euro, con un incremento di
567 milioni rispetto al dato di fine 2005. L’incremento è
la risultante di investimenti per 614 milioni di euro,
ammortamenti per 230 milioni di euro, disinvestimenti
per 9 milioni di euro, del consolidamento di
Snamprogetti per 211 milioni di euro e dell’effetto sul
capitale immobilizzato derivante dalla conversione dei
bilanci espressi in moneta estera e da altre variazioni per
19 milioni di euro.
Il capitale di esercizio netto diminuisce, al 31 dicembre
2006, di 139 milioni di euro, passando da un valore
negativo di 37 milioni di fine 2005 a un valore negativo
di 176 milioni al 31 dicembre 2006.
Il fondo per benefici ai dipendenti si attesta sui 169
milioni di euro con un incremento di 81 milioni di euro
rispetto al 31 dicembre 2005.
A seguito di quanto prima analizzato il capitale investito netto aumenta di 347 milioni di euro, attestandosi, al
31 dicembre 2006, sui 3.002 milioni di euro, rispetto ai
2.655 milioni di fine 2005.
Il patrimonio netto, compresa la quota attribuibile alle
minoranze, diminuisce di 58 milioni di euro, attestandosi al 31 dicembre 2006 a 1.585 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 442 milioni di euro, della distribuzione dividendi per
82 milioni di euro, della variazione di azioni proprie
acquistate per soddisfare i piani di incentivazione e
riclassificate a diretta diminuzione del patrimonio netto
per 22 milioni di euro, della riduzione per 12 milioni di
euro del capitale e riserve di terzi per l’acquisto del 50%
della partecipazione della società Energy Maintenance
Services SpA, del fondo stock grant e dell’effetto delle
differenze di cambio da conversione e altre variazioni
per 39 milioni di euro, solo parzialmente compensati
dall’utile netto dell’esercizio per 387 milioni di euro e
dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati di
copertura del rischio di cambio e dei tassi di interesse
per 152 milioni di euro.
Il decremento del patrimonio netto a fronte dell’aumento del capitale investito netto, determina l’aumento dell’indebitamento finanziario netto che al 31 dicembre
2006 si attesta su 1.417 milioni di euro, rispetto a 1.012
milioni di euro del 31 dicembre 2005, con un incremento di 405 milioni di euro.
Composizione indebitamento finanziario netto
(milioni di euro)
Crediti verso altri esigibili oltre l’esercizio successivo
31.12.2005
-
31.12.2006
(3)
Debiti verso banche esigibili oltre l’esercizio successivo
299
Debiti verso altri finanziatori esigibili oltre l’esercizio successivo
185
342
Indebitamento finanziario netto a medio/lungo termine
484
882
Depositi bancari, postali e presso imprese finanziarie di Gruppo
Denaro e valori in cassa
543
(868)
(1.225)
(9)
(58)
Crediti finanziari non strumentali correnti scadenti entro 90 giorni
-
(39)
Attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
-
Crediti verso altri esigibili entro l’esercizio successivo
Debiti verso banche esigibili entro l’esercizio successivo
Debiti verso altri finanziatori esigibili entro l’esercizio successivo
Indebitamento finanziario netto a breve termine
(17)
(4)
(45)
125
176
1.297
1.730
528
535
1.012
1.417
Le attività/passività connesse al fair value dei contratti derivati sono rappresentate nelle Note al Bilancio numero 6 “Altre attività” e 17 “Altre passività”. L’indebitamento finanziario netto include le attività/passività relative al fair value dell’IRS.
Per la suddivisione per valuta dell’indebitamento finanziario lordo di 2.791 milioni di euro si rimanda a quanto
indicato nella nota 14 “Passività finanziarie a breve ter-
mine” e nella nota 18 “Passività finanziarie a lungo termine e quota a breve di passività a lungo termine”.
43
Gruppo Saipem - Rendiconto finanziario riclassificato
e variazione dell’indebitamento finanziario netto
(1)
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la
sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il
collegamento tra il rendiconto finanziario che esprime la
variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine
periodo dello schema obbligatorio e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente
tale collegamento è il “free cash flow”, cioè l’avanzo o il
deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli
investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente:
(i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono
aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi
finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto
netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli
effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle
variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze
cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono
stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio,
nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
(milioni di euro)
Utile dell’esercizio di Gruppo
2005
2006
255
384
4
3
204
253
Utile dell’esercizio di terzi
a rettifica:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
Minusvalenze (plusvalenze), svalutazioni dell’attivo circolante
-
(1)
Dividendi, interessi, imposte sul reddito e altre variazioni
101
187
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio
564
826
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
Dividendi incassati, imposte pagate e interessi incassati (pagati) nell’esercizio
(178)
(33)
(60)
(190)
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
326
603
Investimenti in attività materiali e immateriali
(355)
(605)
(7)
(9)
3
9
-
4
Investimenti in partecipazioni consolidate
Disinvestimenti
Altri investimenti e disinvestimenti
Free cash flow
(33)
2
Investimenti netti relativi all’attività di finanziamento
(12)
(35)
Variazione debiti finanziari
408
791
(30)
(36)
Flusso di cassa del capitale proprio
(65)
(82)
14
(195)
FLUSSO DI CASSA NETTO DELL’ESERCIZIO
282
445
Free cash flow
(33)
2
(30)
(36)
(65)
(82)
Differenze di cambio sull’indebitamento finanziario netto e altre variazioni
(18)
(289) (2)
Variazioni area di consolidamento e differenze di cambio sulle disponibilità
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(146)
(405)
(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a quelli obbligatori” a pag. 73.
(2) Comprende gli effetti dell’acquisizione di Snamprogetti per (298) milioni di euro.
Il flusso di cassa netto da attività di esercizio pari a 603
milioni di euro, associato ai disinvestimenti di immobilizzazioni non più funzionali all’attività operativa ha interamente finanziato gli investimenti netti in attività materiali e immateriali e gli investimenti in partecipazioni
generando un free cash flow di 2 milioni di euro.
44
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 netto negativo per 289 milioni di
euro di cui 298 milioni riconducibili all’acquisizione di
Snamprogetti.
Pertanto l’indebitamento finanziario netto ha subito un
aumento di 405 milioni di euro.
In particolare
Il flusso di cassa del risultato operativo, prima della
variazione del capitale di esercizio di 826 milioni di euro
deriva:
- dall’utile dell’esercizio di 387 milioni di euro comprensivo della quota di competenza di terzi azionisti
pari a 3 milioni di euro;
- dagli ammortamenti e svalutazioni di attività materiali
e immateriali per 230 milioni di euro, dalla variazione
del fondo per benefici ai dipendenti per 27 milioni di
euro e dalla variazione dei fondi per rischi e oneri per
27 milioni di euro; le rivalutazioni nette hanno avuto
invece un impatto negativo per 31 milioni di euro;
- dalle minusvalenze (plusvalenze) e le svalutazioni dell’attivo circolante che hanno avuto un impatto negativo per 1 milione di euro;
- dagli oneri finanziari netti per 30 milioni di euro e
dalle imposte sul reddito per 157 milioni di euro.
L’aumento del capitale di esercizio relativo alla gestione
di 33 milioni di euro è da correlare ai maggiori volumi di
attività sviluppati nell’esercizio.
La voce dividendi, interessi e imposte sul reddito, pagati
nel 2006 per 190 milioni di euro si riferisce principalmente al saldo di interessi e oneri finanziari per 4 milioni di euro e al pagamento e al rimborso di imposte e
all’acquisizione/cessione di crediti d’imposta per 186
milioni di euro.
Gli investimenti in attività materiali e immateriali
ammontano a 614 milioni di euro. La suddivisione del
totale investimenti per area di business è: Offshore (405
milioni di euro), Perforazioni Mare (102 milioni di euro),
Onshore (70 milioni di euro) e Perforazioni Terra (37
milioni di euro).
Ulteriori informazioni, in ordine agli investimenti effettuati nell’esercizio, sono riportate nel commento all’andamento operativo.
Il flusso di cassa generato dai disinvestimenti è stato di 9
milioni di euro.
45
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / AT T I V I T À D I R I C E R C A E S V I L U P P O
Attività di ricerca e sviluppo
Nel corso del 2006 le attività di Innovazione Tecnologica
sono state riorganizzate in seguito all’acquisizione di
Snamprogetti.
Il coordinamento e l’indirizzo delle attività di ricerca e
sviluppo tecnologico sono svolti dalla Direzione
Strategie e Sviluppo, che garantisce la coerenza dei progetti con le strategie aziendali e sovrintende la composizione e l’evoluzione del portafoglio tecnologico e la promozione delle tecnologie proprietarie.
Il presidio delle tecnologie, l’analisi dell’ambiente tecnologico, l’individuazione e la realizzazione di nuove iniziative di sviluppo tecnologico sono demandate a tre
distinti poli:
- il polo in capo a Saipem SpA, dedicato alle “Tecnologie
Asset”, cioè allo sviluppo tecnologico dei mezzi e delle
attrezzature aziendali;
- il polo in capo a Saipem sa, specificatamente per le
“Tecnologie Offshore”, che gestisce iniziative che mirano a soddisfare le esigenze dei clienti e a fornire soluzioni per gare e negoziazioni in fase commerciale;
- il polo in capo a Snamprogetti SpA, “Tecnologie
Onshore”, che cura azioni di sviluppo del know-how
e delle tecnologie proprietarie di processo e di prodotto.
Le attività svolte hanno comportato l’utilizzo di risorse
finanziarie pari a 23 milioni di euro interamente imputati al conto economico.
Sono state depositate 5 nuove domande di brevetto
relative agli Asset, 3 relative alle tecnologie Offshore e 4
relative alle tecnologie Onshore.
Tecnologie Asset
Si è avviata una nuova iniziativa di Knowledge
Management per la sostituzione dell’attuale sistema con
un innovativo motore semantico per la gestione dell’informazione tecnologica basato su “categorie” con-
46
cettuali. Inoltre, il nuovo sistema intende migliorare la
cooperazione delle varie aree aziendali mediante la definizione di comunità di esperti.
È stato messo in servizio il nuovo sistema di saldatura
per la validazione finale su un progetto operativo. Sono
state, inoltre, collaudate positivamente le nuove teste
di saldatura ed è stato individuato un sistema di
comando per i sistemi ausiliari inseriti nelle tubazioni
in fase di costruzione che elimina la necessità di sorgenti radioattive.
È stato completato e messo in servizio il sistema di
scavo per il progetto Kashagan, consistente nel mezzo
Saipem Trenching Barge e dei relativi mezzi ausiliari a
esso dedicati per l’interro della tubazione. Inoltre, è
stata messa a punto, per lo stesso progetto, l’attrezzatura della cosiddetta zona di transizione, area a bassissimo fondale, per le operazioni di traino stringa, collegamento con la tubazione di terra, interro e ricoprimento
della linea. L’attrezzatura è stata impiegata dal progetto
nella campagna estiva.
Si è avviato un nuovo progetto per l’impostazione funzionale e la configurazione generale di una nuova nave di
posa in posizionamento dinamico, con valutazione e
stima dei requisiti e delle prestazioni e identificazione
dell’impianto di posa.
Proseguono gli studi per le operazioni in aree remote e
per le operazioni speciali in altissimo fondale (abbandono e recupero delle tubazioni).
Nell’ambito della perforazione sono continuati gli studi
e le attività di supporto tecnico alle operazioni e alle
proposte commerciali, in particolare quelli relativi ai
problemi di fatica dei riser, per i quali si è completata l’analisi di stato dell’arte e la definizione dello scopo del
lavoro.
Inoltre, è stato dato supporto al progetto di impostazione del nuovo mezzo semisommergibile di perforazione
Scarabeo 8.
Tecnologie Offshore
Iniziato negli anni passati, nel 2006 è continuato a un
ritmo più sostenuto lo sviluppo di architetture e 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. Tali sviluppi sono anche stati favoriti dall’interesse e
dal contributo finanziario dei clienti.
Le principali aree di attività hanno riguardato:
- l’architettura di stazioni sottomarine e relativa componentistica per la separazione in acque profonde
(oltre 1.500 metri) dell’acqua dal greggio prima della
risalita verso la FPSO;
- la fattibilità di nuovi concetti di separatori di acqua e
gas dal greggio per evitare la risalita dell’acqua verso la
FPSO e la relativa separazione in superficie;
- le nuove architetture di flowline e riser, la loro simulazione numerica e i relativi metodi di fabbricazione e
installazione;
- le tecnologie di isolamento termico e di anticorrosione.
È continuato lo sviluppo di sistemi LNG offshore, utilizzati sia come terminali di ricezione che per la produzione. Sono in corso di studio due tipi di soluzione: una
per installazioni di basso fondale basate su strutture a
gravità in cemento e un’altra per acque profonde basata su un mezzo galleggiante ormeggiato. Alcune architetture hanno già raggiunto una maturità tale da essere state proposte in gare d’appalto lanciate nel corso
dell’anno 2006.
È continuata anche l’attività nel settore delle energie rinnovabili, con studi riguardanti i metodi di sfruttamento
dell’energia da onde e correnti marine e i metodi di
installazione e gestione dei sistemi eolici offshore, con
particolare riferimento alla progettazione delle strutture
di supporto e alle metodologie di installazione al fine di
minimizzarne i costi.
Infine, sono in corso progetti di ricerca nel campo della
gestione delle emissioni di CO2, parzialmente finanziati
da enti pubblici e svolti in cooperazione con partner
industriali e accademici.
Tecnologie Onshore
Le maggiori attività di innovazione tecnologica sono
state svolte da Snamprogetti, che nel 2006 ha proseguito le attività a sostegno del proprio portafoglio tecnologico, nell’ambito di vari progetti di sviluppo che vedono
Eni nel ruolo di committente.
Le attività di innovazione tecnologica hanno avuto
come obiettivo il miglioramento delle tecnologie proprietarie già commercializzate, l’ottimizzazione di tecnologie dei partner e/o fornitori e lo sviluppo di tecnologie nuove. Inoltre, sono stati sviluppati progetti per il
miglioramento degli strumenti di progettazione e per
l’informatizzazione dei processi di lavoro. Nel corso dell’esercizio particolare rilievo è stato dato alla definizione delle tecnologie che possono essere commercializzate nel breve termine.
Le attività svolte nel 2006 nei seguenti campi hanno
riguardato principalmente progetti di sviluppo di tecnologie proprietarie e progetti con Eni nel ruolo di committente:
- completamento della sperimentazione sull’impianto
dimostrativo di Freeport (Texas - USA) della tecnologia
“Snow” per la produzione di stirene monomero, sviluppata congiuntamente con Dow Chemical;
- miglioramenti della tecnologia per la produzione di
iso-ottano e di ETBE, componenti alto-ottanici sostitutivi dell’MTBE nelle benzine di alta qualità. Queste
nuove tecnologie permettono, in particolare, la trasformazione degli impianti MTBE esistenti;
- valorizzazione dell’upstream petrolifero, soprattutto
dei greggi pesanti, via idroconversione completa dei
47
residui in distillati con la tecnologia innovativa EST (Eni
Slurry Technology). Nel corso del 2006 è stata completata la prima fase della sperimentazione sull’impianto
dimostrativo da 1.200 barili/giorno presso la raffineria
Eni Divisione Refining & Marketing di Taranto, con ottimi risultati. Queste prove continueranno nel 2007;
- trasporto ad alta pressione su lunghe distanze e grande capacità del gas naturale in condotte a terra e sot-
48
tomarine di alta profondità. Nel corso del 2006 è stata
compiuta gran parte dell’attività sperimentale prevista nell’impianto pilota di Perdasdefogu (Sardegna).
La sperimentazione sarà conclusa entro febbraio 2007
e, successivamente, saranno condotti test di scoppio e
rottura.
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / Q U A L I T À , S A L U T E , S I C U R E Z Z A , A M B I E N T E E S O S T E N I B I L I T À
Qualità, salute, sicurezza, ambiente e sostenibilità
Qualità
La Qualità rappresenta un fattore critico di successo per
il complesso mercato in cui Saipem opera. Per tale motivo, anche nel 2006 sono state investite diverse risorse
allo scopo di garantire il raggiungimento degli obiettivi
societari, la soddisfazione del cliente e l’aumento dell’efficacia e dell’efficienza dei processi interni.
Il 2006 è stato un anno caratterizzato da un continuo
impegno volto al soddisfacimento dei requisiti dei nostri
clienti nonché dello Standard Internazionale ISO
9001:2000 e al miglioramento delle attività sia di natura
tecnico-operativa che di carattere gestionale.
Nel 2006 si è pertanto proseguito nel percorso di sviluppo dei Sistemi di Gestione per la Qualità delle
società operative del gruppo; a tal proposito sono stati
raggiunti risultati positivi da Petrex SA in Perù, da
Petromar Lda in Angola, da Saipem FPSO in Italia, da
Saipem Mediterranean Service in Croazia e da Saipem
America Inc.
Nel corso dell’anno sono stati rafforzati gli strumenti di
indirizzo e controllo da parte della Corporate verso le
principali società operative, potenziando gli strumenti di
raccolta e analisi dei dati e di condivisione delle lesson
learnt e delle best practice; questo è avvenuto attraverso il “Rapporto Periodico delle Società Operative” e il
“Rapporto Mensile della Qualità a Progetto”, realizzati
per diverse società operative del Gruppo.
In quest’ottica si è anche avviata l’integrazione delle procedure e dei sistemi di Saipem e Snamprogetti, per massimizzare le reciproche conoscenze e potenzialità.
Durante il 2006 sono proseguite le attività di monitoraggio della soddisfazione dei principali clienti, atte all’analisi delle informazioni provenienti dalle attività di progetto, alla valutazione dei punti di forza e di debolezza
degli attuali strumenti in uso e all’implementazione di
azioni preventive e di miglioramento.
In tutti questi progetti le attività per la Qualità hanno
dunque rivestito un ruolo rilevante e hanno richiesto a
Saipem un efficace impegno per il coordinamento e la
supervisione del lavoro dei numerosi subcontrattisti e
fornitori, di primario rilievo internazionale nel settore
Oil & Gas.
Il 2006 è stato inoltre un anno che ha visto profuso e rinnovato l’impegno del dipartimento verso:
- il consolidamento di metodologie per il monitoraggio,
la misurazione e l’analisi dei trend dei processi aziendali;
- l’organizzazione di specifiche sessioni di formazione e
informazione, in linea con le scelte passate, riguardanti tematiche e metodologie di controllo, assicurazione
e gestione della Qualità;
- il consolidamento delle tecniche di verifica e validazione e l’aggiornamento degli strumenti di gestione
delle attività di riesame, nella fase della progettazione;
- l’avviamento di una piattaforma informatica per l’archiviazione della documentazione ingegneristica e la condivisione delle lesson learnt e del know-how appresi;
- il consolidamento delle piattaforme informatiche
web-based per la gestione, modifica e archiviazione
automatizzata della documentazione di progetto;
- il miglioramento del Sistema Integrato di Gestione
Documentale, al fine di supportare le attività di indirizzo della Corporate e rafforzare le attività di
knowledge sharing all’interno del Gruppo;
- la revisione degli standard e delle metodologie per il
monitoraggio della soddisfazione del cliente;
- il continuo monitoraggio delle attività svolte dai fornitori, attraverso la collaborazione con la funzione
Approvvigionamenti, mediante lo sviluppo di strumenti per la verifica del rispetto dei requisiti minimi
aziendali di qualità da parte dei fornitori;
- il supporto al coordinamento dei progetti di investimento relativi a nuovi mezzi navali;
- il miglioramento delle attività di controllo Qualità nei
progetti di perforazione con il monitoraggio tramite il
KPI (Key Performance Indicator) dei processi operativi.
49
Salute
L’anno 2006 ha confermato il forte impegno per il mantenimento e il continuo miglioramento degli standard di
salute. Questo a conferma dell’importanza che il modello di Gestione della Salute riveste nella realtà Saipem.
Sono state intraprese numerose iniziative medico-scientifiche, quali lo sviluppo di programmi informatici finalizzati alla valutazione e all’eliminazione dei fattori di
rischio per la salute dei lavoratori; l’Health Risk
Assessment (HRA), ossia un sistema per la determinazione dei rischi biologici, chimici, fisici, ergonomici, climatici e psico-sociali relativi all’Unità Operativa e alla mansione con specifiche caratteristiche preventive; il
Medicines Management, ovvero un programma concepito con l’obiettivo di monitorare la gestione dei farmaci (scadenze, consumi, scorte) direttamente dalle infermerie dei siti operativi.
È stato implementato il programma pilota per la riduzione dei rischi cardiovascolari. Alla fine della fase pilota che
si svolge a Milano, e in seguito a un’adeguata valutazione
dei risultati, il programma verrà esteso alle unità periferiche e operative.
Per assicurare un migliore monitoraggio della salute dei
dipendenti con patologie croniche e garantire l’assistenza specialistica nei casi d’emergenza è stata avviata nei
siti operativi più strategici la “telecardiologia”: con essa il
medico del sito remoto può ottenere, 24 ore su 24, il
consiglio e il supporto cardiologico da un centro di
eccellenza di Milano.
L’attività di comunicazione rimane uno dei compiti strategici del servizio medico. A tale scopo il dipartimento
ha ideato delle specifiche “Schede Paese”, all’interno
delle quali sono elencate una serie di informazioni (non
tutte a carattere medico) indirizzate a tutti i lavoratori
destinati ad aree geografiche con particolari indicazioni
e/o raccomandazioni igienico-sanitarie; a tali schede
erano stati già affiancati nel 2005 i cosiddetti “leaflets”,
ossia delle schede informative ad hoc, completate e
ulteriormente arricchite nel corso del 2006.
Il monitoraggio della situazione epidemiologica è stato
effettuato con il supporto delle principali organizzazioni
sanitarie mondiali e ha consentito di informare il
management all’insorgere o all’evolversi di malattie
infettive, attraverso la distribuzione di bollettini sanitari
periodici sulla piattaforma informatica.
Proseguono, con l’impegno di sempre, le campagne di
prevenzione delle malattie infettive tramite:
- il capillare protocollo vaccinale specifico per Paese e
rischio lavorativo;
- le campagne di vaccinazione antinfluenzale nel periodo autunnale;
50
- i programmi “Sexually Transmitted Disease” e “Malaria
Control Program” di informazione e formazione del
personale a rischio per la prevenzione delle malattie
sessualmente trasmissibili e della malaria.
Il servizio per la gestione delle emergenze mediche
“Pronto Dottore” è stato esteso, dopo l’acquisizione, ai
colleghi di Snamprogetti che potranno contattare, tramite il servizio stesso, un medico a loro specificatamente dedicato.
Sicurezza
La sicurezza dei lavoratori è un valore imprescindibile al
quale Saipem rivolge un altissimo grado di attenzione.
Nonostante i notevoli sforzi messi in atto si continua a
registrare un numero significativo di gravi incidenti. Nel
corso del 2006 si sono verificati sei incidenti nei quali
durante operazioni in Perù, Cina, Emirati Arabi, Russia,
Austria e Italia hanno perso la vita sei lavoratori, due
dipendenti Saipem e quattro dipendenti di ditte appaltatrici.
Nel piano di sicurezza 2006-2007 erano stati definiti e
approvati i seguenti top level safety objective:
- zero incidenti mortali;
- riduzione degli incidenti gravi (15% LTIFR/10% TRIFR);
- miglioramento della cultura di sicurezza del Gruppo.
Il primo obiettivo è purtroppo fallito, ma non si può prescindere da un obiettivo diverso da quello di azzerare gli
incidenti mortali. A tal proposito Saipem crede fortemente di poter raggiungere tale risultato nel prossimo quadriennio essendosi posta l’ambizioso target di essere tra i
“safest oil & gas contractor in the world” entro il 2010.
Riguardo all’obiettivo di riduzione degli incidenti gravi
invece i dati del 2006 (LTI frequency rate = 0,84/TRI frequency rate = 2,34) indicano un netto miglioramento se
paragonati a quelli del 2005 (LTI frequency rate =
1,21/TRI frequency rate = 4,70).
Le attività svolte nel 2006 che hanno contribuito al parziale raggiungimento sono:
- preparazione, formalizzazione ed esecuzione del
Piano Corporate di Verifiche Ispettive su siti, mezzi,
progetti e società operative;
- inclusione di due nuovi Standard Corporate: HSE
Training e HSE Risk Assessment;
- contratto stipulato con un nuovo fornitore per la formazione tecnica in sicurezza, mirato in particolare ai
mezzi offshore;
- attenzione alle tematiche di diving e revisione dell’esistente sistema di gestione con interventi mirati al
miglioramento della selezione e supervisione degli
appaltatori di operazioni subacquee;
- attenzione alle tematiche di sollevamento di materiali e di personale, affinché le operazioni rispettino i
migliori standard di sicurezza;
- vari corsi interni di sicurezza organizzati e rivolti in
particolare al personale neoassunto di Saipem;
- incontri con i clienti più importanti mirati allo scambio di esperienze e obiettivi;
- ottenimento della certificazione OHSAS 18001 da
parte di Saibos;
- mantenimento delle certificazioni ISM e OHSAS in
altre società del Gruppo;
- sviluppo e implementazione del sistema di gestione di
sicurezza per ERS-Schiedam e EMS-Congo;
- iniziative di Saibos di valutazione dei supervisor a
bordo dei mezzi, attraverso questionari mirati, ma
anche analisi e valutazione della cultura di sicurezza a
bordo dei mezzi;
- preparazione e distribuzione di trimestrali Corporate
Safety Bulletin inclusivi delle lesson learnt a seguito di
incidenti gravi;
- interventi formativi sulle tecniche di investigazione
degli incidenti (i.e. TapRoot).
Ambiente
Anche per il 2006 Saipem si è distinta per il suo impegno nella tutela dell’ambiente: consapevoli del fatto
che la presenza sul territorio incide sulla disponibilità di
risorse naturali, si è cercato di implementare un robusto
sistema di gestione ambientale allo scopo di minimizzare i potenziali impatti derivanti dalle attività operative.
Il 2006 ha visto Saipem protagonista di importanti riconoscimenti a livello internazionale, a testimonianza del
raggiungimento di elevati standard di protezione
ambientale.
Per quanto riguarda la nostra flotta è doveroso segnalare gli interventi di ammodernamento portati a termine
sui mezzi situati nel Mar Caspio, i quali sono stati dotati
di impianti di trattamento tecnologicamente avanzati
dei reflui fognari e di smaltimento dei rifiuti.
Nel corso del 2006 è stato ottenuto il rinnovo della certificazione ISO 14001 per alcune società operative quali
Saipem UK, Energy Maintenance Service, PT Saipem
Indonesia ed è iniziato lo studio di fattibilità per l’ottenimento dello stesso certificato anche per la realtà italiana
di Intermare Sarda SpA.
Sul fronte della gestione dei dati ambientali sono state
intraprese una serie di iniziative volte a migliorare l’attendibilità e l’accuratezza delle informazioni. In particolar modo sono state condotte delle visite per capire
eventuali problematiche legate alla raccolta dei dati tra-
mite l’apposito software. Questa è stata inoltre un’occasione per fornire il necessario supporto e formazione al
nuovo personale riguardo le metodologie di contabilità
ambientale e il successivo utilizzo dei dati.
È stato poi realizzato e distribuito a tutti i progetti coinvolti nell’accounting ambientale un benchmarking interno, con l’intento di effettuare un’analisi critica dei dati
raccolti nell’ottica di un continuo miglioramento attraverso una comparazione diretta delle performance
ambientali delle varie realtà operative.
Nel corso del 2006 è iniziato il processo di integrazione
dei dati ambientali provenienti dai siti operativi di
Snamprogetti che verranno consolidati nel Gruppo
Saipem.
Sostenibilità
Il coinvolgimento delle realtà operative Saipem nel progetto di sostenibilità è proseguito anche nel 2006.
L’approccio Saipem al contenuto locale (sia dal punto di
vista del personale coinvolto, sia per la possibilità di acquistare localmente beni e servizi utili per lo svolgimento
delle attività) e alla tutela dell’ambiente è stato dimostrato attraverso: (i) la realizzazione di nuovi Sustainability
Case Study relativi ad Asia Pacifico, Oman e Angola; (ii) la
pubblicazione di un documento che descrive l’approccio
sostenibile in ER SAI Caspian Contractor Llc; (iii) l’analisi
dal punto di vista dell’impatto sociale, economico e
ambientale nel lungo periodo dei progetti sull’isola di
Sakhalin, in Kazakhstan e in Angola.
Al fine di migliorare le attività di “contabilità di sostenibilità” e la successiva fase di comunicazione esterna, è
stato istituito per Saipem Corporate di Milano un gruppo di lavoro, che coinvolge i rappresentanti delle direzioni QHSE, Risorse Umane, AFC e Approvvigionamenti.
Il team ha lavorato nel corso del 2006 all’individuazione
e alla condivisione degli indicatori rappresentativi della
sostenibilità Saipem negli aspetti sociali, economici e
ambientali.
La stesura di uno standard Corporate ufficializzerà le
modalità e le responsabilità della “contabilità di sostenibilità” in grado di consentire, attraverso una visione per
aree geografiche, l’identificazione dei punti di forza e
delle possibilità di miglioramento nelle attività svolte sia
a livello di Gruppo che locali.
51
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / R I S O R S E U M A N E
Risorse umane
Nel corso del 2006 le attività inerenti la gestione e lo sviluppo delle risorse umane sono state fortemente
influenzate dalla crescita del settore Oil & Gas e dalla
richiesta di personale altamente qualificato per lo sviluppo strategico e operativo del business. Saipem ha
investito in attività volte ad attrarre e trattenere le risorse più critiche, sia a livello locale che internazionale,
attraverso iniziative finalizzate sia a diffondere la cultura
e la solida immagine dell’azienda, sia allo sviluppo delle
competenze professionali e delle capacità personali
delle risorse.
Le attività in ambito di sviluppo delle risorse umane
sono state inoltre fortemente influenzate dall’acquisizione di Snamprogetti. Sono stati prima definiti e poi
implementati programmi di integrazione relativi ai processi di selezione, formazione, sviluppo e compensation
al fine di utilizzare strumenti e metodologie comuni
all’interno del settore.
L’orientamento strategico rivolto allo sviluppo del personale locale estero è proseguito con la chiusura del
primo ciclo di iniziative realizzate su un gruppo di giovani ingegneri kazaki che, dopo aver ultimato la loro formazione presso l’Università di Bologna e un intenso programma di training on the job presso le strutture del
Gruppo, sono stati inseriti, rispettivamente, nelle aree
Construction, Fabrication e HSE. Altri giovani ingegneri
kazaki sono stati selezionati nel corso del 2006 per partecipare a un nuovo ciclo di iniziative di valorizzazione
del contenuto locale che prevedono il medesimo iter
formativo.
È entrato a pieno regime il Training Centre presso la base
di ER SAI a Kuryk che eroga sia lezioni pratiche che teoriche.
In Nigeria sono proseguite le attività di ricerca e inserimento di giovani risorse locali.
A supporto del progetto Gimboa in Angola sono state
definite iniziative atte a sviluppare ingegneri locali nel-
52
l’ambito del business FPSO. Queste risorse, sulla base di
un dettagliato piano di training e sviluppo, sono transitate in diverse realtà Saipem per incrementare le loro
capacità professionali e per ampliare la conoscenza del
business; il loro training proseguirà in India e negli
Emirati Arabi.
Le attività di compensation sono state caratterizzate da
rilevanti investimenti straordinari realizzati presso le
diverse società estere al fine di mantenere un soddisfacente livello di retention in una fase di vivace concorrenza internazionale. Gli interventi hanno riguardato aree
geografiche quali India, Indonesia, Regno Unito, Golfo
del Messico, Norvegia, Nigeria, e business quali
l’Offshore e soprattutto le Perforazioni, particolarmente
colpite dall’attuale fase congiunturale del mercato e
maggiormente esposte all’aggressione dei concorrenti.
È stato intensificato l’utilizzo della forma dell’incentivazione di progetto, al fine di supportare le realizzazioni la
cui accresciuta complessità poneva target tecnico-operativi sempre più sfidanti in termini di redditività e di
condizioni logistico-ambientali. L’utilizzo di questo tipo
di strumento ha contribuito in molti contesti al raggiungimento di elevati standard operativi e di sicurezza.
Il sistema di incentivazione manageriale, pur mantenendo l’architettura di base, è stato revisionato al fine di
garantire lo sviluppo equilibrato della struttura retributiva attraverso l’aggiornamento dei parametri e l’aumento delle opportunità di incentivazione.
È proseguita a livello internazionale l’applicazione di
metodologie e strumenti per l’individuazione e gestione dei giovani talenti.
L’attività di selezione per giovani laureati, condotta in
collaborazione con Eni Corporate University, è proseguita con mirate iniziative di employer branding verso primarie Università italiane, tra cui l’Università dell’Aquila, il
Politecnico di Milano, l’Università di Bologna e
l’Università Federico II di Napoli, con l’obiettivo di diffon-
dere l’immagine aziendale e ottimizzare tempi e modalità di reperimento.
Nel corso del 2006 Saipem è riuscita ad ampliare con
successo il piano di inserimenti previsto attraendo professionalità e ingegneri esperti pur in una condizione di
mercato particolarmente critica per l’alta concorrenza
nel settore dell’ingegneria in seguito alla ripresa in Italia
delle opere civili e, più in generale, dell’esplosione a livello mondiale del settore Oil & Gas. Complessivamente le
uscite di risorse critiche si sono mantenute su livelli contenuti rispetto al 2005, determinando quindi un soddisfacente controllo del tasso di turnover, pur in condizioni di contesto di mercato difficili.
Particolare attenzione è stata destinata alle attività formative volte a migliorare la conoscenza del decreto legislativo 626/1994 in ambito HSE, volto a illustrare le attribuzioni che la vigente legislazione in materia di sicurezza e salute sul lavoro assegna a chi ha la responsabilità di
gestire collaboratori.
Nel corso del 2006, a seguito dell’acquisizione di
Snamprogetti SpA, la funzione Organizzazione è stata
impegnata in un’intensa attività di rivisitazione dell’intero assetto organizzativo del Gruppo Saipem, con l’obiettivo di definire i modelli organizzativi più idonei a garantire l’efficace integrazione tra Saipem e Snamprogetti.
La definizione e lo sviluppo delle soluzioni organizzative
relative ai processi di business commerciali, operativi e
di ingegneria e delle funzioni di supporto, hanno determinato un’importante revisione degli assetti organizzativi e dei meccanismi operativi. In particolare, in seguito
alla necessità di ristrutturazione e armonizzazione del
nuovo Gruppo, sono stati posti a riesame i principali processi di lavoro delle funzioni di supporto al business, con
particolare riferimento alle modalità di erogazione di
servizi centralizzati e all’individuazione di modelli comuni e omogenei. Sono stati centralizzati in Saipem i ruoli
di coordinamento, indirizzo e controllo, mentre le
società operative hanno mantenuto al loro interno le
attività legate alla gestione del business.
I diversi segmenti di mercato in cui il Gruppo opera
hanno, inoltre, richiesto un approccio organizzativo differente, prevedendo un’importante centralizzazione per
i progetti di grandi impianti e una decentralizzazione per
gli altri tipi di progetto.
A livello internazionale, coerentemente con la volontà di
mantenere una focalizzazione su specifiche aree geografiche di interesse per il Gruppo, è stata definita in
Kazakhstan, Nigeria, Egitto, Romania, Angola, Congo,
India e nei Paesi APAC (Asian Pacific Countries) la figura
del Resident Manager, garante della rappresentanza di
Saipem in loco e trasversale ai business di società. Tale
figura è stata disegnata allo scopo di assicurare la massima efficienza nella gestione delle attività locali, attraverso l’impiego di shared service a livello di Paese, e garantire una chiara responsabilità sull’esecuzione delle attività svolte all’interno dei diversi Paesi.
Sono stati potenziati gli strumenti per l’analisi del costo
lavoro, contribuendo al consolidamento dei processi di
uniformazione della nozione dello stesso presso le diverse realtà Saipem e rendendone più efficiente ed efficace
l’attività di controllo e di sviluppo delle componenti in
esame.
L’organico del Gruppo Saipem nella sua globalità ha registrato un aumento complessivo di 5.808 risorse medie
rispetto al 2005, dovuto, oltre all’acquisizione di
Snamprogetti (3.330 risorse medie), al consolidamento
della fase operativa del progetto Kashagan in Kazakhstan
e all’acquisizione di nuove commesse.
Proseguendo nell’ottica di revisione del mix qualitativo
delle risorse italiane, sono stati inseriti in organico 449
laureati (196 Saipem e 253 Snamprogetti), di cui 128
con contratto di inserimento/apprendistato (66 Saipem
e 62 Snamprogetti) e 357 diplomati (173 Saipem e 184
Snamprogetti).
53
Forza media 2005
Forza media 2006
Saipem SpA (1)
3.303
3.492
Saipem sa (1)
8.145
8.633
Altre imprese del Gruppo (2)
11.907
17.038
Totale
23.355
29.163
(unità)
di cui Snamprogetti
-
3.330
Offshore
8.249
9.410
Onshore
9.749
13.399
Perforazioni Mare
1.055
1.166
Perforazioni Terra
2.313
2.755
Funzioni di staff
1.989
2.433
Totale
23.355
29.163
Italiani
2.536
5.397
Francesi
3.730
3.742
Altre nazionalità
17.089
20.024
Totale
23.355
29.163
2.280
4.475
Italiani a tempo indeterminato
Italiani a tempo determinato
Totale
(unità)
Numero di ingegneri
256
922
2.536
5.397
31.12.2005
31.12.2006
3.684
6.868
(1) Organico comprensivo del personale in forza alle joint venture nella misura proporzionale alle quote di partecipazione.
(2) 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.
Le buone prassi di consolidate relazioni industriali nel
corso dell’anno hanno consentito a Saipem l’avvio e la
conclusione di positivi confronti con le rappresentanze
nazionali delle Organizzazioni Sindacali dei settori
Energia, Metalmeccanico e Marittimo sulle seguenti
tematiche:
- l’operazione di acquisizione di Snamprogetti ha impegnato Saipem nei confronti delle Organizzazioni
Sindacali del settore Energia e Petrolio per ottemperare a tutti gli impegni di informazione previsti dal CCNL,
dal sistema di relazioni industriali in essere e dal protocollo Eni sulle relazioni industriali;
- si è avviato il confronto per il rinnovo del CCNL per i
Comandanti CLC e Direttori di Macchina CDMi e per i
marittimi imbarcati sui mezzi navali speciali a valere
nel quadriennio 2007-2010;
- in ottobre con le organizzazioni sindacali territoriali
metalmeccaniche e le RSU di Intermare Sarda si è sottoscritto un accordo per la settimana lavorativa di 50
ore dal lunedì al giovedì per il periodo settembre
2006-gennaio 2007 per fronteggiare un incremento di
attività sui progetti in corso d’opera nella yard di
Arbatax;
54
- con le segreterie nazionali del settore Energia si sono
avuti incontri sull’assetto di EMS e avviato il confronto
su regolamento e premio di partecipazione per l’individuazione di indicatori specifici di produttività per il
settore manutenzione;
- si sono concluse agli inizi del secondo semestre del
2006 la CIGS e la gestione delle azioni intraprese per il
dimensionamento dell’organico nel settore perforazione, che hanno consentito di fronteggiare le eccedenze dovute alla cessazione di attività di un impianto.
In Saipem sa, coerentemente con gli indirizzi Corporate
e sulla base del codice del lavoro francese, che ne fa specifica previsione, è stato sottoscritto il contratto collettivo “accord d’intéressement” calcolato su parametri di
sviluppo e performance dell’impresa, consuntivati
annualmente. Sono state, inoltre, rinnovate le rappresentanze sindacali della Società e si è sottoscritto l’accordo per la gestione delle riduzioni di orario determinate dalla legislazione francese sulle 35 ore settimanali.
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / S I S T E M A I N F O R M AT I VO
Sistema informativo
L’attività principale per il 2006 sul sistema informativo
aziendale è stata l’impostazione del progetto di integrazione di Snamprogetti nell’ambito del modello IBIS
(Integrated Business Information System). La fase di
assessment, svolta tra giugno e agosto, ha evidenziato le
sinergie e individuando le best practice operative presenti in Snamprogetti. Il team del progetto di integrazione, costituitosi a ottobre 2006, coinvolge i process
owner delle principali aree interessate delle due aziende
nell’analisi di dettaglio e ha l’obiettivo di convergenza
nel sistema di Gruppo nel corso del 2007.
In parallelo agli aspetti di natura applicativa sono state
effettuate numerose attività di integrazione delle infrastrutture ICT, traendo vantaggio delle sinergie che sono
state individuate e che hanno già consentito di riorganizzare e accomunare i sistemi di autenticazione delle
due aziende per l’accesso al network e alle principali
applicazioni centralizzate.
Nel corso dell’anno sono proseguiti i roll out nelle
società del Gruppo e nelle nuove realtà operative. In particolare, il sistema ERP SAP R/3 è stato implementato in
Saipem Energy Nigeria Ltd, in Petromar Lda e Kwanda,
con attivazione a partire dall’esercizio 2007, nelle
società dell’area Kazakhstan ed Egitto.
L’applicazione di Gestione del Personale GHRS è stata
introdotta in Saipem Engineering Nigeria, mentre l’applicazione gestionale FLEXY è stata implementata presso
alcune filiali Saipem SpA e società in Azerbaijan.
È stato rilasciato in produzione il “Nuovo Sistema BGPE”
per la realizzazione di un modulo di raccolta dati finalizzati al Consolidamento Statutory di Gruppo e ne è stato
effettuato il roll out su tutte le società del Gruppo. Sono
state completate 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 di cambio secondo le
regole dell’hedge management & accounting.
Il modello IBIS è stato arricchito completando l’implementazione dei sistemi a supporto del “material
tracking” (MARIAN) e della “gestione documentale di
Progetto e degli Asset” (DOCUMENTUM). Il Sistema
Documentale è entrato in produzione alla fine dell’anno.
Per quanto riguarda l’infrastruttura tecnologica, nel
corso dell’anno è continuato lo sviluppo della rete internazionale con l’attivazione dei collegamenti verso i
nuovi siti operativi e mezzi navali e il potenziamento di
quelli relativi ai siti in espansione. In particolare, sono
stati integrati con collegamenti satellitari: la nuova flotta
del Caspio, i siti di Aktau, Atyrau, Kuryk, Algeri, Hassi
Massaoud, Bonny Island, Onne Port, Gbaran; e, con collegamenti terrestri: Rio de Janeiro, Cairo e Singapore.
È proseguito, infine, il costante adeguamento di policy e
standard di sicurezza ICT. Una forte spinta alla loro revisione è legata agli adeguamenti tecnici e procedurali che
ICT ha impostato per soddisfare i requisiti di conformità
al Sarbanes Oxley Act secondo la metodologia dei
General Computer Control. Molti processi operativi, sia
in ambito infrastrutturale che applicativo, sono stati rivisti per assicurare la conformità con gli standard di controllo individuati.
55
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / R E L A Z I O N E S U L L A C O R P O R AT E G OV E R N A N C E
Relazione sulla Corporate Governance
Governance e responsabilità d’impresa
È convinzione di Saipem che la creazione di valore per gli
Azionisti, soprattutto in una prospettiva di medio-lungo
termine, debba essere perseguita nel rispetto del principio della correttezza dei comportamenti nei confronti
degli stakeholder, nell’accezione più ampia del termine
che accoglie, oltre agli Azionisti, dipendenti, fornitori,
clienti, partner commerciali e finanziari nonché le collettività con cui il Gruppo interagisce.
Il Consiglio di Amministrazione ha ritenuto importante
definire con chiarezza l’insieme dei valori che Saipem
riconosce, accetta e condivide e l’insieme delle respon-
Principi
Tutti coloro che lavorano in Saipem, senza
distinzioni o eccezioni, sono impegnati a osservare e fare osservare i seguenti principi nell’ambito delle proprie funzioni e responsabilità.
In nessun modo la convinzione di agire a vantaggio di Saipem può giustificare l’adozione di
comportamenti in contrasto con tali principi.
Etica degli affari
Tutte le attività di Saipem, ovunque nel
mondo, devono essere svolte in un quadro di
onestà, integrità e osservanza delle leggi.
In particolare la Società opera nell’ambito
delle Linee Guida dell’OCSE per le imprese
multinazionali.
Rispetto degli stakeholder
Saipem intende rispettare tutti gli stakeholder
con cui interagisce nello svolgimento delle
proprie attività di business, nella convinzione che essi rappresentino un asset importante.
Tutela dei lavoratori e pari opportunità
Saipem rispetta i canoni del diritto del lavoro universalmente accettati e i “core labour
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sabilità che assume verso l’interno e verso l’esterno per
garantire che tutte le attività del Gruppo siano svolte
nell’osservanza delle leggi, in un quadro di concorrenza
leale, con onestà, integrità, correttezza e buona fede, nel
rispetto degli interessi legittimi di Azionisti, dipendenti,
fornitori, clienti, partner commerciali e finanziari e delle
collettività dei Paesi in cui Saipem è presente con le proprie attività.
Questi valori sono fissati nel Codice di Comportamento,
la cui osservanza da parte dei dipendenti, come le eventuali violazioni a esso, è oggetto di valutazione consiliare sulla base della relazione annuale del Garante del
Codice di Comportamento.
standard” contemplati nelle convenzioni
fondamentali dell’ILO (Organizzazione
Internazionale del Lavoro); in relazione a ciò
garantisce la libertà di associazione sindacale e il diritto di contrattazione collettiva,
ripudia ogni forma di lavoro forzato, di lavoro minorile e ogni forma di discriminazione.
Saipem, inoltre, assicura a tutti i lavoratori le
medesime opportunità di impiego e professione e un trattamento equo basato su criteri di merito.
Valorizzazione delle capacità professionali
Saipem riconosce e promuove lo sviluppo
delle capacità e delle competenze di ciascun
dipendente e il lavoro di squadra in modo
che l’energia e la creatività dei singoli trovi
piena espressione per la realizzazione del
proprio potenziale.
Rispetto delle diversità
Saipem ispira i suoi comportamenti imprenditoriali al rispetto delle culture, religioni,
tradizioni, diversità etniche e delle comunità
in cui opera ed è impegnata a preservare le
identità biologiche, ambientali, socioculturali ed economiche.
Rispetto dei diritti umani
Saipem si impegna ovunque, nell’ambito
della propria sfera di competenza, a sostenere e rispettare i principi della “Dichiarazione
Universale dei Diritti Umani” delle Nazioni
Unite.
Cooperazione
È impegno di Saipem contribuire fattivamente alla promozione della qualità della
vita e allo sviluppo socioeconomico delle
comunità in cui il Gruppo è presente.
Tutela della salute e della sicurezza
Saipem assicura standard sempre più elevati
di salute e di sicurezza a favore dei dipendenti e delle comunità, in tutte le aree del
mondo dove opera.
Difesa dell’ambiente
Saipem presta la massima attenzione verso
l’ambiente e l’ecosistema interessati dalle
proprie operazioni di business e si ispira agli
obiettivi indicati dalle convenzioni internazionali sullo sviluppo sostenibile cui l’Italia
aderisce.
Corporate Governance
Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA nell’adunanza del 9 novembre 2000 ha deliberato l’adesione al “Codice di Autodisciplina delle società quotate”
(di seguito Codice) e ha adeguato il sistema di
governance alle modifiche apportate nel luglio 2002
al Codice stesso.
Tenuto conto del sostanziale allineamento della società
alle prescrizioni del Codice di Autodisciplina delle
società quotate emesso dal Comitato per la Corporate
Governance delle società quotate della Borsa Italiana
SpA nella versione emanata il 14 marzo 2006, il
Consiglio di Amministrazione nella seduta del 14 dicembre 2006 ha deliberato di aderire alle raccomandazioni
in esso contenute e di porre immediatamente in essere
le attività necessarie all’osservanza delle nuove prescrizioni non ancora recepite dalla Società.
In ottemperanza alle indicazioni e alle raccomandazioni
di Borsa Italiana SpA, e in particolare alle “Linee guida per
la redazione della relazione annuale in materia di corporate governance” del 12 febbraio 2003, è fornita di seguito l’informativa sul sistema di corporate governance di
Saipem.
Struttura organizzativa di Saipem
La struttura organizzativa di Saipem è articolata secondo
il modello tradizionale in cui la gestione aziendale è affidata in via esclusiva al Consiglio di Amministrazione
mentre le funzioni di vigilanza sono attribuite al Collegio
Sindacale e quelle di controllo contabile alla Società di
Revisione.
Il Consiglio ha conferito specifiche deleghe all’Amministratore Delegato e al Presidente che ai sensi dell’art. 21
dello statuto ha la rappresentanza della Società.
In ottemperanza ai principi di governance maggiormente seguiti a livello internazionale, il Consiglio di Amministrazione ha costituito al suo interno comitati con funzioni consultive e propositive.
Il Consiglio di Amministrazione:
centralità, competenze, deleghe,
composizione, funzionamento e
compensi
Il Consiglio di Amministrazione è l’organo centrale nel
sistema di corporate governance di Saipem SpA e del
Gruppo Saipem. L’art. 20 dello statuto dispone che la
gestione dell’impresa spetti esclusivamente al Consiglio
di Amministrazione.
Ai sensi dell’art. 2365 del codice civile è attribuita al
Consiglio di Amministrazione la competenza, altrimenti
dell’Assemblea Straordinaria, a deliberare sulle proposte
aventi a oggetto:
- la fusione per incorporazione di società le cui azioni o
quote siano interamente possedute dalla Società, nel
rispetto delle condizioni di cui all’art. 2505 del codice
civile;
- la fusione per incorporazione di società le cui azioni o
quote siano possedute almeno al 90% (novanta per
cento), nel rispetto delle condizioni di cui all’art.
2505-bis del codice civile;
- la scissione proporzionale di società le cui azioni o
quote siano interamente possedute, o possedute
almeno al 90% (novanta per cento), nel rispetto delle
condizioni di cui all’art. 2506-ter del codice civile;
- il trasferimento della sede della Società nell’ambito
del territorio nazionale;
- l’istituzione, la modifica e la soppressione di sedi
secondarie;
- la riduzione del capitale sociale in caso di recesso dei
soci;
- l’emissione di obbligazioni e altri titoli di debito, a
eccezione dell’emissione di obbligazioni convertibili
in azioni della Società.
In aggiunta alle competenze attribuitegli in via esclusiva
dall’art. 2381 del codice civile, il Consiglio di Amministrazione esamina e approva i piani pluriennali strategici
della società; delibera sulle operazioni aventi un significativo rilievo economico, patrimoniale e finanziario
della Società ed esamina e valuta le operazioni industriali/finanziarie del Gruppo più importanti, in particolare
approva tutte le operazioni relative alla costituzione di
società direttamente partecipate e filiali, all’acquisizione, alienazione, dismissione di partecipazioni, ai conferimenti di aziende o rami d’azienda, all’acquisto, vendita o
leasing finanziario di terreni e fabbricati per importi
superiori a 2.500.000 euro. Sono in ogni caso riservati
all’esclusiva competenza del Consiglio di Amministrazione i contratti di compravendita di beni e/o servizi
che abbiano un valore superiore a 1 miliardo di euro
nonché quelli di durata superiore a 20 anni; definisce,
sulla base delle indicazioni dell’apposito comitato, le
linee di indirizzo del sistema di controllo interno e ne
verifica l’adeguatezza, assicurandosi che i principali
rischi aziendali siano identificati e gestiti in modo adeguato; esamina e approva le linee portanti della struttura societaria e organizzativa di Gruppo verificando l’adeguatezza dell’assetto organizzativo, amministrativo e
contabile della Società e delle controllate strategiche;
valuta il generale andamento della gestione con particolare attenzione alle situazioni di conflitto d’interessi;
riceve dagli amministratori con deleghe un’informativa
tempestiva che renda conto al Consiglio dell’attività
svolta nell’esercizio delle deleghe loro attribuite nonché
57
riguardo alle operazioni di maggior rilievo, previa definizione dei criteri per la loro identificazione, e alle operazioni atipiche, inusuali o con parti correlate; approva
tutte le proposte di deliberazioni da sottoporre
all’Assemblea dei soci; attribuisce le deleghe agli amministratori; nomina i direttori generali conferendo i poteri; nomina i componenti dell’Audit Committee, del
Compensation Committee e del Comitato per il Codice
di Comportamento; approva le procedure di Corporate
Governance; approva i piani di incentivazione della
Società; approva i compensi degli amministratori muniti di delega; approva il progetto di bilancio, il budget, le
relazioni trimestrali e semestrali, i dati preconsuntivi;
approva la stipula di contratti di intermediazione commerciali; approva tutte le erogazioni liberali (Il Consiglio
di Amministrazione ha individuato quali principali
società controllate aventi rilevanza strategica le seguenti società: Snamprogetti SpA e Saipem sa).
Ai sensi dell’art. 2391 del codice civile, gli amministratori
danno notizia agli altri amministratori e al Collegio
Sindacale di ogni interesse che per conto proprio o di
terzi abbiano in una determinata operazione della
Società.
Il Consiglio di Amministrazione, in adesione alla raccomandazione contenuta nel nuovo Codice di Autodisciplina, effettua una volta all’anno, avvalendosi di un
consulente esterno specializzato, una valutazione sulla
dimensione, sulla composizione e sul funzionamento
del Consiglio stesso e suoi Comitati.
La valutazione, effettuata quest’anno da Egon Zehnder
International, ha portato alla conclusione che, in linea
generale il Consiglio di Saipem si pone ai livelli di eccellenza sul mercato in relazione a:
- elevata motivazione dei consiglieri e senso di appartenenza;
- clima positivo e costruttivo delle riunioni;
- efficienza di funzionamento;
- board leadership del Presidente e complementarietà
con l’Amministratore Delegato;
- dimensione e composizione ritenuta adeguata.
Il Consiglio ha conferito al Presidente tutti i poteri di
ordinaria e straordinaria amministrazione per la gestione della Società, a eccezione di quelli indelegabili e di
quelli che il Consiglio stesso si è riservato, e all’Amministratore Delegato la delega all’attività dell’area operativa
e commerciale.
Il Consiglio di Amministrazione, composto da nove
amministratori, è stato nominato dall’Assemblea il 29
aprile 2005 per il triennio che scade alla data
dell’Assemblea convocata per l’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2007. La nomina degli amministratori avviene, a norma dell’art. 19 dello statuto, mediante
voto di lista al fine di consentire la presenza di rappre-
58
sentanti designati dalle minoranze azionarie. Le liste
sono depositate presso la sede sociale almeno venti
giorni prima della data dell’assemblea in prima convocazione e pubblicate su tre quotidiani a diffusione nazionale e, per prassi, sono corredate dal curriculum professionale di ciascun candidato. Le liste possono essere presentate da soci che da soli o insieme ad altri siano complessivamente titolari di azioni con diritto di voto rappresentanti almeno il 2% dell’intero capitale sociale.
Dalla lista che ottiene la maggioranza dei voti vengono
tratti i due terzi degli amministratori. Gli amministratori
posseggono i requisiti di onorabilità prescritti dalle
disposizioni normative, nonché i requisiti di professionalità e l’esperienza necessari a svolgere con efficacia ed
efficienza il loro mandato al quale sono in grado di dedicare tempo e risorse adeguate. In ottemperanza alle
indicazioni del Codice (art. 1.c.2), informazioni sulle
cariche di amministratore o sindaco ricoperte dai consiglieri in società quotate, in società finanziarie, assicurative o di rilevanti dimensioni sono indicate successivamente al punto “Cariche ricoperte dagli amministratori”
del presente paragrafo.
Ai fini dei punti 1.c.2 e 1.c.3 del Codice di Autodisciplina,
per assicurare che gli amministratori possano dedicare il
tempo necessario per l’efficace svolgimento del loro
incarico, il Consiglio ha espresso il seguente orientamento sul cumulo degli incarichi degli amministratori:
- un amministratore esecutivo non dovrebbe ricoprire:
(i) la carica di consigliere esecutivo in altra società
quotata, italiana o estera, ovvero in una società finanziaria, bancaria o assicurativa o con un patrimonio
netto superiore a 1 miliardo di euro e (ii) la carica di
consigliere non esecutivo o sindaco (o di membro di
altro organo di controllo) in più di tre delle predette
società;
- un amministratore non esecutivo, oltre alla carica ricoperta nella Società, non dovrebbe ricoprire: (i) la carica di consigliere esecutivo in più di una delle predette
società e la carica di consigliere non esecutivo o di sindaco (o di membro di altro organo di controllo) in più
di tre delle società indicate, ovvero (ii) la carica di consigliere non esecutivo o di sindaco in più di sei delle
predette società.
Restano escluse dal limite di cumulo le cariche ricoperte
in società del medesimo gruppo.
Nel caso di superamento dei limiti indicati, gli amministratori informano tempestivamente il Consiglio, il quale valuta la situazione alla luce dell’interesse della Società e invita
l’amministratore ad assumere le conseguenti decisioni.
Per le società ad azionariato diffuso il Codice raccomanda l’istituzione di un Comitato per le proposte di nomina costituito in maggioranza da amministratori non esecutivi “soprattutto nei casi in cui il consiglio rilevi la diffi-
coltà da parte degli Azionisti di predisporre le proposte
di nomina”. Il Comitato non è stato costituito perché,
come indicato in precedenza, le liste dei candidati sono
corredate per prassi dai curricula professionali.
Il Consiglio è composto dal Presidente, Pietro Franco Tali,
dall’Amministratore Delegato, Hugh James O’Donnell, e
dagli amministratori Francesco Gatti, Angelo Caridi (in
sostituzione di Roberto Jaquinto dal 29 aprile 2006),
Jacques Yves Léost, Marco Mangiagalli, Pierantonio
Nebuloni, Gesualdo Pianciamore, Ian Wybrew-Bond.
Francesco Gatti, Pierantonio Nebuloni e Gesualdo
Pianciamore sono stati candidati nella lista presentata
da investitori istituzionali coordinati da ARCA SGR SpA.
Pietro Franco Tali, Hugh James O’Donnell, Jacques Yves
Léost, Marco Mangiagalli, Ian Wybrew-Bond, Angelo
Caridi sono stati nominati dalla lista presentata da Eni.
Sono amministratori esecutivi Pietro Franco Tali, Hugh
James O’Donnell, Angelo Caridi (Amministratore
Delegato di Snamprogetti SpA) e Jacques Yves Léost
(Presidente di Saipem sa).
Il Consiglio di Amministrazione, in ottemperanza alle
indicazioni contenute nel Codice e alle disposizioni della
legge 262/2005, ha accertato i requisiti di indipendenza
e di onorabilità degli amministratori. In particolare ha
confermato sulla base delle dichiarazioni rese dagli interessati che 4 amministratori non esecutivi (Francesco
Gatti, Pierantonio Nebuloni, Gesualdo Pianciamore e Ian
Wybrew-Bond) sono da considerarsi indipendenti in
base alla valutazione effettuata dal Consiglio di
Amministrazione applicando i parametri indicati nei criteri applicativi di cui all’art. 3 del Codice di Autodisciplina.
Non posseggono il requisito di indipendenza gli amministratori esecutivi Pietro Franco Tali, Hugh James
O’Donnell, Angelo Caridi, Jacques Yves Léost e l’amministratore non esecutivo Marco Mangiagalli, CFO di Eni SpA.
Il Collegio Sindacale ha verificato la corretta applicazione dei criteri e delle procedure di accertamento adottate dal Consiglio di Amministrazione per valutare l’indipendenza dei propri membri.
Lo statuto non dispone in modo specifico la frequenza
delle adunanze consiliari, anche se l’art. 21 ne assume la
periodicità almeno trimestrale: “Gli Amministratori riferiscono tempestivamente e con periodicità almeno trimestrale al Consiglio di Amministrazione e al Collegio
Sindacale sull’attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale, effettuate dalla Società o dalle società controllate; in particolare, riferiscono sulle operazioni nelle quali esse abbiano
un interesse, per conto proprio o di terzi, o che siano
influenzate dal soggetto che esercita l’attività di direzione e coordinamento”.
Nel corso del 2006 il Consiglio di Amministrazione si è
riunito 10 volte; nel primo semestre 2007 sono previste
3 adunanze. È data preventiva notizia al pubblico delle
date delle adunanze previste per l’esame dei rendiconti
periodici richiesti dalla normativa vigente.
Il Consiglio di Amministrazione ha definito le modalità
di convocazione delle proprie adunanze; in particolare
il Consiglio è convocato dal Presidente, che individua i
punti dell’ordine del giorno, mediante avviso da inviarsi a mezzo posta, fax o in via informatica almeno cinque giorni prima di quello fissato per l’adunanza; nei
casi di necessità e urgenza, l’invio della convocazione
è effettuato almeno 24 ore prima dell’ora fissata per
l’adunanza. Lo statuto consente che le adunanze consiliari si tengano per videoconferenza. Agli amministratori e ai sindaci è fornita preventivamente documentazione sui temi oggetto di valutazione e di delibera consiliare.
Nel 2006 hanno partecipato alle adunanze consiliari in
media l’85% degli amministratori e il 75% degli amministratori indipendenti.
I compensi agli amministratori sono deliberati
dall’Assemblea; la remunerazione del Presidente e
dell’Amministratore Delegato è determinata dal
Consiglio di Amministrazione su proposta del
Compensation Committee, sentito il parere del
Collegio Sindacale. In applicazione delle disposizioni
Consob, nella relazione sulla gestione al bilancio di esercizio ovvero nelle Note illustrative sono indicati:
(i) l’ammontare dei compensi corrisposti agli amministratori, ai sindaci, ai direttori generali e ai dirigenti con
responsabilità strategiche; (ii) le stock grant e le stock
option assegnate al Presidente e all’Amministratore
Delegato, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche; (iii) le partecipazioni detenute dagli
amministratori, dai sindaci, dai direttori generali e dai
dirigenti con responsabilità strategiche in Saipem e
nelle società controllate.
Il 29 aprile 2005 l’Assemblea ha determinato in 25.000
euro il compenso annuo spettante a ciascun amministratore per la durata del mandato. Agli amministratori è
corrisposta inoltre la somma di 1.000 euro per la partecipazione a ciascuna adunanza degli organi statutari,
oltre al rimborso delle spese sostenute per lo svolgimento dell’incarico. La partecipazione ai comitati non
prevede remunerazioni aggiuntive.
La struttura retributiva del Presidente e dell’Amministratore Delegato, così come quella del Direttore
Generale e degli altri dirigenti con responsabilità strategiche è costituita da una parte fissa, una parte variabile e
un’incentivazione di lungo termine.
La remunerazione fissa del Presidente e dell’Amministratore Delegato è stabilita in relazione alle deleghe
loro conferite. La retribuzione fissa del Direttore
Generale e degli altri dirigenti con responsabilità strate-
59
giche è determinata in base al ruolo e alle responsabilità
strategiche assegnate, con riferimento ai livelli adottati
per posizioni equivalenti nel mercato delle grandi imprese nazionali e internazionali e con adeguamenti annuali
stabiliti per merito (continuità della performance individuale) o per promozione (progressione di ruolo/responsabilità).
La remunerazione variabile è erogata annualmente in
forma monetaria ed è connessa al raggiungimento di
specifici obiettivi aziendali (economico-finanziari,
operativi e strategici) e individuali (delle singole aree
di business o funzionali) stabiliti per l’esercizio precedente.
La remunerazione variabile del Presidente e dell’Amministratore Delegato è determinata sulla base degli obiettivi aziendali. La remunerazione variabile erogata nell’anno 2006 è stata determinata con riferimento agli obiettivi Saipem dell’anno 2005 approvati dal Consiglio di
Amministrazione su proposta del Compensation
Committee.
Nel 2006 il Consiglio di Amministrazione ha approvato,
su proposta del Compensation Committee, un nuovo
sistema di incentivazione di lungo termine per i dirigenti di Saipem, al fine di dare maggiore sostegno alla motivazione e alla fidelizzazione del management e di stabilire una più stretta connessione tra obiettivi,
performance realizzate e incentivazione.
Il nuovo sistema, in applicazione nel triennio 2006-2008,
è composto da un piano di incentivazione monetaria differita focalizzato sulla crescita del business e sull’efficienza operativa, che ha sostituito il precedente piano di
stock grant, e da un piano di stock option focalizzato sul
ritorno per l’azionista, che è stato sottoposto all’approvazione dell’Assemblea del 28 aprile 2006. Tale politica è
stata definita con l’intento di bilanciare le componenti
monetarie e azionarie del pacchetto retributivo, nonché
di integrare nel lungo termine la performance economico-operativa con quella di Borsa. L’incentivo monetario
differito attribuito nel 2006 potrà essere erogato dopo
tre anni in misura connessa al raggiungimento degli
obiettivi annuali di EBITDA (consuntivo vs budget, a scenario costante) definiti per il triennio 2006-2008. Le
stock option assegnate nel 2006 potranno essere esercitate dopo tre anni in quantità connesse al posizionamento del Total Shareholders Return, ovvero il TSR, del
titolo Saipem rispetto a quello dei suoi competitor, calcolato su base annua del triennio 2006-2008. Al compimento di ciascun triennio di attuazione, i risultati dei
piani di incentivazione di lungo termine saranno verificati dal Compensation Committee e approvati dal
Consiglio di Amministrazione.
60
Cariche ricoperte dagli amministratori
Sulla base delle comunicazioni ricevute, sono indicate di
seguito le cariche di amministratore o sindaco ricoperte
dai consiglieri in altre società quotate in mercati regolamentari anche esteri, in società finanziarie, bancarie,
assicurative o di rilevanti dimensioni (art. 1.c.2 del
Codice).
MARCO MANGIAGALLI
Consigliere di Amministrazione di Snam Rete Gas SpA e
Polimeri Europa SpA.
GESUALDO PIANCIAMORE
Consigliere di Amministrazione di Sirefid SpA,
Finanziaria Fiduciaria Milano, ESG Compagnia di
Riassicurazione Dublino, Assicurazioni Generali
Amsterdam, Società Assicurativa La Estrella SA Madrid,
Intesa Private Banking SpA.
PIERANTONIO NEBULONI
Vicepresidente del Consiglio
Management & Capitali SpA.
di
Gestione
di
Il curriculum professionale degli amministratori è disponibile sul sito internet di Saipem.
Comitati del Consiglio
Per un più efficace svolgimento dei propri compiti, il
Consiglio ha istituito al proprio interno due Comitati:
l’Audit Committee composto esclusivamente da amministratori non esecutivi indipendenti, e il Compensation
Committee, composto da una maggioranza di amministratori indipendenti, tutti non esecutivi.
Tutti i componenti dell’Audit Committee sono esperti in
materia contabile e finanziaria.
Fanno parte dell’Audit Committee Francesco Gatti,
Pierantonio Nebuloni e Gesualdo Pianciamore; del
Compensation Committee Marco Mangiagalli,
Pierantonio Nebuloni e Francesco Gatti.
Audit Committee
L’Audit Committee, svolge nei confronti del Consiglio, in
forza della delibera assunta il 9 novembre 2000 dal
Consiglio di Amministrazione, funzioni istruttorie, consultive e propositive in materia di vigilanza sul generale
andamento della gestione. In relazione alle modifiche al
Codice introdotte nel luglio 2002, il 25 febbraio 2003 il
Consiglio ha approvato il “Regolamento dell’Audit
Committee”. Secondo il Regolamento, ai lavori
dell’Audit Committee partecipano il Presidente del
Collegio Sindacale o un sindaco da questi designato; alle
riunioni può partecipare il Presidente. Il responsabile
Internal Audit (in qualità di “preposto al controllo interno”) assiste l’Audit Committee e svolge gli incarichi affidatigli dall’Audit Committee per l’espletamento delle
proprie funzioni. L’unità Internal Audit, che dipende dal
Presidente, ha tra i suoi compiti: (i) accertare la rispondenza dei criteri e delle tecniche utilizzate per l’elaborazione dei dati contabili ed extracontabili e l’efficienza dei
processi amministrativi e dei sistemi di controllo impiegati; (ii) assicurare la realizzazione e il mantenimento del
sistema di identificazione, mappatura e classificazione
delle aree a rischio ai fini dell’attività di audit.
L’Audit Committee, ha, tra l’altro le seguenti funzioni:
(i) assiste il Consiglio nell’espletamento dei compiti relativi alla: (a) fissazione delle linee di indirizzo del sistema
di controllo interno; (b) periodica verifica della sua adeguatezza e dell’effettivo funzionamento; (c) accertamento che i principali rischi aziendali siano identificati e gestiti in modo adeguato; (ii) valuta, unitamente al CFO e alla
Società di revisione, l’adeguatezza dei principi contabili
utilizzati e la loro omogeneità nella redazione del bilancio consolidato; (iii) esamina con la Società di revisione:
(a) i criteri contabili “critici” ai fini della corretta rappresentazione della posizione finanziaria, economica e patrimoniale di Saipem; (b) i trattamenti contabili alternativi
previsti dai principi contabili e analizzati con il management, con l’evidenza delle conseguenze dell’uso di questi
trattamenti e delle relative informazioni integrative, nonché dei trattamenti considerati preferenziali dal revisore;
(c) i contenuti di ogni rilevante informazione scritta
intrattenuta dal revisore con il management; (d) le problematiche relative ai bilanci di esercizio delle principali
società del Gruppo; (iv) valuta il piano di lavoro preparato dal responsabile dell’Internal Audit e riceve dallo stesso le relazioni, almeno trimestrali, sul lavoro svolto;
(v) valuta i rilievi che emergono dai rapporti di revisione
del controllo interno, dalle comunicazioni del Collegio
Sindacale e dei singoli componenti del medesimo
Collegio, dalle relazioni e dalla management letter della
Società di revisione, dalla relazione annuale del Garante
per il Codice di Comportamento, dalle indagini e dagli
esami svolti da terzi; (vi) valuta le proposte formulate
dalle Società di revisione per l’affidamento del relativo
incarico, nonché il piano di lavoro redatto per la revisione e il lavoro dalle stesse svolto, anche con riferimento
all’indipendenza dei relativi giudizi; (vii) verifica l’indipendenza della Società di revisione; (viii) valuta le richieste presentate dal responsabile dell’unità richiedente di
avvalersi della società incaricata della revisione contabile del bilancio per i servizi non-audit e formula proposte
in merito al Consiglio.
L’Audit Committee nel corso del 2006 si è riunito 8 volte
e una volta nel periodo 1° gennaio-22 marzo 2007 e ha:
esaminato i programmi di revisione predisposti dalla
funzione di Internal Auditing; esaminato e valutato le
risultanze degli interventi di Internal Auditing; incontrato il massimo livello della funzione amministrativa della
Società, il presidente del Collegio Sindacale e i partner
responsabili della Società di revisione, per l’esame delle
connotazioni essenziali dei bilanci degli esercizi 2005 e
2006; monitorato lo sviluppo del modello operativo
della funzione di Internal Auditing; ha preso atto delle
attività poste in essere dalla Società relativamente agli
adempimenti connessi al D.Lgs. 231/2001, con particolare riguardo alle attività di vigilanza, formazione e analisi dei processi sensibili; approfondito il modello di analisi e gestione del rischio aziendale nel Gruppo Saipem;
preso atto della struttura organizzativa e del sistema
delle deleghe e procure a presidio dei meccanismi decisionali del Gruppo Saipem, monitorato le azioni attuate
dalla Società relativamente all’adeguamento dei processi contabili derivanti dall’applicazione dei principi contabili IFRS. L’Audit Committee riferisce al Consiglio di
Amministrazione semestralmente sull’attività svolta e
sull’adeguatezza del sistema di controllo interno.
Il Consiglio di Amministrazione ha nominato preposto al
controllo interno, con gli incarichi e le attribuzioni previsti nel nuovo Codice di Autodisciplina, il responsabile
dell’Internal Audit.
Compensation Committee
Il Compensation Committee ha il compito di proporre al
Consiglio di Amministrazione i sistemi di incentivazione
manageriale, la remunerazione annua del Presidente e
dell’Amministratore Delegato, nonché di esaminare i criteri di retribuzione del top management del Gruppo.
Nel corso del 2006 il Compensation Committee si è riunito quattro volte e ha: esaminato gli obiettivi del piano
di performance e incentivazione di Gruppo dell’anno
2006 e i risultati dell’anno 2005, ai fini dell’applicazione
del piano di incentivazione sotto forma di incentivo
monetario annuale e incentivo differito a dirigenti del
Gruppo; formulato la proposta relativa alla remunerazione del Presidente e dell’Amministratore Delegato; formulato le proposte relative ai piani di incentivazione per
il 2006 (stock option, incentivo monetario annuale e
incentivo monetario differito).
61
Collegio Sindacale
Il Collegio Sindacale, ai sensi dell’art. 149 del D.Lgs.
58/1998, vigila: sull’osservanza della legge e dello statuto; sul rispetto dei principi di corretta amministrazione;
sull’adeguatezza della struttura organizzativa della
Società per gli aspetti di competenza, del sistema di controllo interno e del sistema amministrativo-contabile,
nonché sull’affidabilità di quest’ultimo a rappresentare
correttamente i fatti di gestione.
Il Collegio è composto da tre sindaci effettivi e due supplenti nominati il 29 aprile 2005 dall’Assemblea. Il mandato dei sindaci, di durata triennale, scade con l’Assemblea
convocata per l’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2007. La nomina dei sindaci avviene a norma dell’art.
27 dello statuto mediante voto di lista al fine di consentire la presenza di rappresentanti designati dalle minoranze azionarie. I sindaci agiscono con autonomia e indipendenza anche nei confronti degli Azionisti che li
hanno eletti. Per prassi, le liste sono corredate dal curriculum professionale di ciascun candidato e sono depositate presso la sede sociale almeno venti giorni prima
della data dell’assemblea in prima convocazione e pubblicate su tre quotidiani a diffusione nazionale.
Il Collegio Sindacale è composto dal Presidente Paolo
Andrea Colombo e dai sindaci effettivi Fabrizio Gardi e
Fabio Venegoni e dai sindaci supplenti Giulio Gamba e
Luca Giovanni Caretta.
L’art. 27 dello statuto dispone che i sindaci siano scelti
tra coloro che siano in possesso dei requisiti stabiliti
dalla normativa applicabile, in particolare dal decreto
162/2000; ai fini del decreto stesso, lo statuto dispone
che sono strettamente attinenti all’attività della Società
le materie di diritto commerciale, economia aziendale e
finanza aziendale e i settori ingegneristico e geologico. I
sindaci di Saipem sono tutti iscritti nel registro dei revisori contabili.
Ai sindaci è fornita prima delle adunanze la documentazione sui temi oggetto di valutazione e di delibera consiliare.
Il Collegio Sindacale può riunirsi anche in videoconferenza.
Il 29 aprile 2005 l’Assemblea ha determinato il compenso annuo spettante al Presidente del Collegio Sindacale
e a ciascun sindaco effettivo, rispettivamente, in 37.500
Azionisti
Eni SpA
GE Asset Management Inc
Capital Research and Management Co
62
euro e 25.000 euro, oltre a 1.000 euro per la partecipazione a ciascuna adunanza degli organi statutari e al rimborso delle spese sostenute.
L’attività di revisione contabile è affidata ai sensi di legge
a una Società di revisione iscritta nel registro dei revisori
contabili, la cui nomina spetta all’Assemblea. La Società
di revisione in carica è la PricewaterhouseCoopers SpA,
nominata per un triennio dall’Assemblea del 29 aprile
2004.
Ai sensi dell’art. 27 dello statuto non possono assumere
la carica di sindaco coloro che ricoprono la carica di sindaco effettivo in cinque società emittenti titoli quotati
nei mercati regolamentati.
Paolo Andrea Colombo, Fabrizio Gardi e Giulio Gamba
sono stati candidati da Eni SpA; Fabio Venegoni e Luca
Giovanni Caretta sono stati candidati da investitori istituzionali coordinati da Arca SGR SpA.
Il curriculum dei sindaci è disponibile sul sito internet di
Saipem.
L’azionariato della Società
Il capitale sociale di Saipem SpA al 31 dicembre 2006
ammonta a 441.410.900 euro, interamente versato, ed è
rappresentato da n. 441.251.799 azioni ordinarie del
valore nominale di 1 euro e da n. 159.101 azioni di risparmio del valore nominale di 1 euro. Le azioni sono indivisibili e ogni azione dà diritto a un voto. I possessori di azioni Saipem possono esercitare i diritti sociali e patrimoniali loro attribuiti dalla normativa vigente, nel rispetto
dei limiti posti da quest’ultima. Alle azioni di risparmio,
convertibili alla pari in azioni ordinarie, spetta un dividendo complessivo maggiorato rispetto a quello dell’azione ordinaria in misura pari al 3% del valore nominale
dell’azione. L’Assemblea degli Azionisti di Risparmio ha
nominato il proprio rappresentante comune nella persona del dottor Roberto Ramorini in data 31 ottobre 2006.
Sulla base delle informazioni disponibili e delle comunicazioni ricevute ai sensi della delibera Consob 11971/1999,
gli Azionisti possessori di quote superiori al 2% del capitale di Saipem SpA sono:
Numero di azioni
% sul capitale
189.423.307
42,91
13.938.753
3,16
8.950.998
2,03
Sulla base delle comunicazioni degli istituti bancari incaricati del pagamento del dividendo 2005, la ripartizione
dell’azionariato per area geografica e per fascia di possesso è la seguente:
Ripartizione dell’azionariato per area geografica risultante dal pagamento del dividendo 2005
Azionisti
Numero di Azionisti
Italia
25.107
Numero di azioni
% sul capitale
272.094.878 (*)
61,64
Altri Stati Unione Europea
538
70.978.911
16,09
America
380
59.165.806
13,4
UK e Irlanda
248
29.530.078
6,69
80
2.884.396
0,65
Altri Stati Europa
Resto del Mondo
Totale
113
6.756.831
1,53
26.466
441.410.900
100,00
(*) Comprende le azioni proprie in portafoglio che non percepiscono dividendo.
Ripartizione dell’azionariato per fascia di possesso (**)
Azionisti
Numero di Azionisti
Numero di azioni
% sul capitale
> 10%
1
189.423.307
42,91
> 2%
1
12.412.820
2,81
1% - 2%
7
44.851.310
10,16
0,5% - 1%
7
22.642.232
5,09
0,3% - 0,5%
21
35.642.379
8,08
0,1% - 0,3%
63
46.921.645
10,63
≤ 0,1%
26.367
89.517.207
20,32
Totale
26.466
441.410.900
100,00
(**) Informazioni risultanti dal Libro Soci.
Assemblee
L’Assemblea è il momento istituzionale di incontro tra il
management della Società e i suoi Azionisti. Nel corso
delle riunioni assembleari i soci possono chiedere informazioni sia sulle materie all’ordine del giorno sia sull’andamento della gestione in generale. L’informativa è fornita nel rispetto della disciplina delle informazioni privilegiate.
L’assemblea ordinaria esercita le funzioni previste all’art.
2364 del codice civile e quella straordinaria le funzioni di
cui all’art. 2365 del codice civile.
Allo scopo di favorire la partecipazione degli Azionisti
all’Assemblea, gli avvisi di convocazione sono pubblicati
su diversi giornali italiani. Il 30 gennaio 2001,
l’Assemblea ha approvato il Regolamento delle proprie
riunioni, disponibile sul sito internet di Saipem, al fine di
assicurare lo svolgimento ordinato e funzionale dei
lavori assembleari e garantire in particolare il diritto di
ciascun azionista di prendere la parola sugli argomenti
in discussione.
Il Consiglio di Amministrazione del 28 marzo 2007 ha
convocato l’Assemblea Straordinaria per uniformare lo
Statuto della Società alle nuove disposizioni normative
introdotte dalla legge 262/2005, legge sulla Tutela del
Risparmio, che tra l’altro:
- delega alla Consob la fissazione di limiti al cumulo
degli incarichi di amministrazione e controllo che i
componenti degli organi di controllo delle società che
fanno ricorso al mercato del capitale di rischio possono assumere in società di capitali;
- stabilisce che il Presidente del Collegio Sindacale
venga nominato dall’assemblea tra i sindaci eletti dalla
minoranza;
- introduce la figura del “Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari” da nominare,
previo parere obbligatorio dell’organo di controllo,
sulla base delle modalità previste dallo statuto.
Operazioni con parti correlate
Saipem, in relazione all’art. 11 del Codice di
Autodisciplina, ha approvato la procedura denominata
“Principi di comportamento in materia di operazioni con
parti correlate”. La procedura, approvata dal Consiglio di
Amministrazione in data 7 luglio 2003, identifica le parti
correlate, individua le operazioni compiute tra di esse,
enuncia i criteri da applicare, elenca le operazioni da sottoporre all’esame preventivo del Consiglio di Amministrazione e quelle oggetto di informativa al Collegio
Sindacale e al Consiglio stesso.
63
La procedura è pubblicata sul sito internet della Società
all’indirizzo www.saipem.it.
Rapporti con gli Azionisti
e gli investitori
e trattamento delle informazioni
Saipem ha adottato una politica di comunicazione volta
a instaurare un costante dialogo con gli investitori istituzionali, con gli Azionisti e con il mercato e a garantire la
sistematica diffusione di un’informativa esauriente e
tempestiva sulla propria attività, con l’unico limite delle
esigenze di riservatezza che talune informazioni possono presentare. In tale ottica, l’informativa agli investitori,
al mercato e alla stampa è assicurata dai comunicati
stampa, da incontri periodici con gli investitori istituzionali, con la comunità finanziaria e con la stampa, nonché
dall’ampia documentazione resa disponibile e costantemente aggiornata sul sito internet.
I rapporti con gli investitori e gli analisti finanziari sono
intrattenuti dal responsabile dell’unità Investor
Relations. Le informazioni di loro interesse sono disponibili sul sito Saipem e possono essere chieste anche tramite l’e-mail [email protected].
I rapporti con gli Azionisti sono intrattenuti dal responsabile
della Segreteria Societaria. Le informazioni di loro interesse
sono disponibili sul sito Saipem e possono essere chieste
anche tramite l’e-mail [email protected].
Le informazioni riguardanti i rendiconti periodici e le
operazioni rilevanti, nonché le procedure emanate in
materia di corporate governance sono diffuse tempestivamente al pubblico, anche mediante pubblicazione sul
sito internet. Sempre nel sito sono disponibili i comunicati stampa della Società e gli avvisi agli Azionisti.
L’impegno di Saipem a fornire agli investitori e ai mercati un’informativa finanziaria veritiera, completa, trasparente, tempestiva e non selettiva è sancito dal Codice di
Comportamento che individua quali valori fondamentali nello svolgimento della propria attività e nei rapporti
con i terzi la completezza e la trasparenza delle informazioni, la legittimità formale e sostanziale di tutti i comportamenti posti in essere dai propri dipendenti a qualunque livello organizzativo, nonché la chiarezza e verità
dei riscontri contabili secondo le norme di legge e le
procedure interne.
Il 23 marzo 2006 il Consiglio di Amministrazione ha
aggiornato la “Procedura di comunicazione al mercato
di documenti e informazioni riguardanti le attività
della Società e delle controllate”, pubblicata sul sito
internet di Saipem, approvata il 12 dicembre 2002. La
procedura – che recepisce le indicazioni della Consob,
64
della Borsa Italiana e della “Guida per l’informazione al
mercato” emessa nel giugno 2002 dal Forum Ref sull’informativa societaria, nonché di quelle contenute
nelle norme di recepimento della direttiva europea sul
Market Abuse – fissa i requisiti della comunicazione al
pubblico delle informazioni privilegiate (materialità,
chiarezza, omogeneità, simmetria informativa, coerenza e tempestività) e definisce il flusso informativo volto
ad acquisire dalle società controllate i dati e le notizie
necessari a fornire un’adeguata e tempestiva informativa al Consiglio e al mercato sugli eventi e sulle circostanze che possono concretizzarsi in informazioni privilegiate. La procedura individua altresì i provvedimenti da assumere in caso di violazione delle disposizioni
contenute nella stessa, anche tenuto conto delle nuove
fattispecie oggetto di sanzioni penali e amministrative
introdotte dalla legge sulla tutela del pubblico risparmio. Il Codice di Comportamento definisce gli obblighi
di riservatezza cui sono tenuti i dipendenti del Gruppo
ai fini del trattamento delle informazioni riservate.
Decreto legislativo 231/2001
Il Consiglio di Amministrazione, nella seduta del 22
marzo 2004, ha approvato il Modello di organizzazione,
gestione e controllo ex D.Lgs. 231/2001 e ha istituito
l’Organismo di Vigilanza. Il Modello costituisce un sistema strutturato e organico di procedure, nonché di attività di controllo, volto a prevenire le diverse tipologie di
reato descritte nel citato decreto nonché nel D.Lgs.
61/2002 e nella L. 7/2003. Il compito di disporre e porre
in essere le prime attuazioni, l’aggiornamento o l’adeguamento del Modello, è attribuito al Presidente.
È stato definito il piano di prima attuazione finalizzato a
definire e pianificare le azioni di miglioramento del sistema di controllo sulla base delle evidenze dall’analisi
comparativa della “Gap Analysis” e a definire i requisiti
organizzativi per la caratterizzazione e la realizzazione
del Modello.
L’applicazione del piano di prima attuazione comporta:
(i) l’aggiornamento/adeguamento delle normative aziendali; (ii) la definizione di interventi organizzativi coerenti
con le evidenze di gap rilevate; (iii) l’adeguamento del
sistema delle procure ai principi e agli standard del
Modello; (iv) la definizione di interventi finalizzati alla formazione del personale e alla diffusione della conoscenza
del Modello; (v) l’adeguamento dei sistemi informatici
aziendali al fine di garantire la reportistica con riferimento ai rapporti con la Pubblica Amministrazione.
L’Organismo di Vigilanza nel corso del 2006 si è riunito
8 volte e ha: monitorato l’attività di comunicazione del
documento “Principi del Modello” a tutti i dipendenti di
Saipem SpA; promosso le iniziative formative rivolte ai
dipendenti al fine di garantire un’adeguata conoscenza
dei contenuti del Modello; elaborato il Programma di
Vigilanza annuale assicurando il coordinamento dell’attuazione del Programma di Vigilanza e l’attuazione
degli interventi di controllo programmati e non programmati; coordinato le attività finalizzate all’istituzione di canali di comunicazione da e verso l’Organismo di
Vigilanza.
Internal dealing
Il 23 marzo 2006 il Consiglio ha approvato la procedura
relativa alla “Tenuta e aggiornamento del Registro delle
persone che hanno accesso a informazioni privilegiate”,
in ottemperanza alle disposizioni dell’art. 115-bis del
TUF, ai sensi del quale “Gli emittenti quotati e i soggetti
in rapporto di controllo con essi, o le persone che agiscono in loro nome o per loro conto, devono istituire, e
mantenere regolarmente aggiornato, un registro delle
persone che, in ragione dell’attività lavorativa o professionale ovvero in ragione delle funzioni svolte, hanno
accesso alle informazioni indicate all’art. 114, comma 1
(ndr, informazioni privilegiate)”. La procedura, che recepisce le disposizioni contenute nel Capo I (Registri delle
persone che hanno accesso a informazioni privilegiate)
del Titolo VII del Regolamento Emittenti (Delibera
Consob n. 11971 del 14 maggio 1999), definisce: (i) le
modalità e i termini di iscrizione nel registro e dell’eventuale successiva cancellazione delle persone che, in
ragione dell’attività lavorativa o professionale ovvero in
ragione delle funzioni svolte per conto di Saipem, hanno
accesso su base regolare od occasionale a informazioni
privilegiate; (ii) le modalità di comunicazione all’interessato dell’avvenuta iscrizione e/o cancellazione dal registro e della relativa motivazione. La procedura ha decorrenza dal 1° aprile 2006.
Il Consiglio ha altresì approvato la “Procedura relativa
all’identificazione dei soggetti rilevanti e alla comunicazione delle operazioni da essi effettuate, anche per
interposta persona, aventi a oggetto azioni emesse da
Saipem SpA o altri strumenti finanziari a esse collegati”
(Procedura Internal dealing) che sostituisce il “Codice in
materia di negoziazione di strumenti finanziari emessi
da Saipem (Internal dealing)”, approvato dal Consiglio il
12 dicembre 2002. La procedura è redatta in ottemperanza alle disposizioni dell’art. 114, comma 7, del TUF, ai
sensi del quale “I soggetti che svolgono funzioni di
amministrazione, di controllo o di direzione in un emittente quotato e i dirigenti che abbiano regolare accesso
a informazioni privilegiate indicate al comma 1 e detengano il potere di adottare decisioni di gestione che pos-
sono incidere sull’evoluzione e sulle prospettive future
dell’emittente quotato, chiunque detenga azioni in
misura almeno pari al 10% del capitale sociale, nonché
ogni altro soggetto che controlla l’emittente quotato,
devono comunicare alla Consob e al pubblico le operazioni, aventi a oggetto azioni emesse dall’emittente o
altri strumenti finanziari a esse collegati, da loro effettuate, anche per interposta persona. Tale comunicazione
deve essere effettuata anche dal coniuge non separato
legalmente, dai figli, anche del coniuge, a carico, nonché
dai genitori, i parenti e gli affini conviventi dei soggetti
sopra indicati, nonché negli altri casi individuati dalla
Consob con regolamento, in attuazione della direttiva
2004/72/CE della Commissione, del 29 aprile 2004”. La
procedura, che recepisce le disposizioni contenute nel
Capo II (Operazioni effettuate da soggetti rilevanti e da
persone strettamente legate) del Titolo VII del
Regolamento Emittenti (Delibera Consob n. 11971 del
14 maggio 1999): (i) individua le persone rilevanti;
(ii) definisce le operazioni aventi a oggetto azioni emesse da Saipem o altri strumenti finanziari a esse collegati;
(iii) fissa le modalità e i termini delle comunicazioni
delle operazioni effettuate nonché i termini di diffusione
al pubblico delle comunicazioni stesse; (iv) riporta le
sanzioni previste in caso di inosservanza delle prescrizioni indicate nella procedura. La procedura, che ha decorrenza dal 1° aprile 2006, è pubblicata sul sito internet di
Saipem.
65
Di seguito le tabelle indicate nel documento “Guida alla
compilazione della relazione sulla corporate governance”
emesso nel marzo 2004 dall’Assonime e da Emittenti
Titoli SpA.
Struttura del Consiglio di Amministrazione e dei comitati
Comitato
Controllo
Interno
Consiglio di Amministrazione
Componenti
esecutivi
non indipendenti
esecutivi
% presenze
n. altri appartenenza
incarichi
Presidente
Pietro Franco Tali
X
100
-
X
100
-
Consiglieri
Angelo Caridi (1)
Francesco Gatti (2)
Jacques Léost
Marco Mangiagalli
Pierantonio Nebuloni (2)
Gesualdo Pianciamore (2)
Ian Wybrew-Bond
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
100
60
100
70
50
100
90
X
Numero di riunioni 2006
10
Compensation
Committee
% presenze appartenenza
X
100
X
X
100
50
8
% presenze
X
100
X
X
75
75
4
(1) L’Assemblea degli Azionisti del 28 aprile 2006 ha nominato Amministratore l’ing. Angelo Caridi, attuale Amministratore Delegato di Snamprogetti, in sostituzione di
Roberto Jaquinto, dimissionario, che era stato eletto nella lista presentata dall’azionista Eni nell’Assemblea del 29 aprile 2005.
(2) Designato dalla lista di minoranza.
Collegio Sindacale
% presenza riunioni
del Collegio
% presenza
riunioni del CdA
N. altri incarichi (1)
Presidente
100
100
5
Sindaci effettivi
Fabrizio Gardi
Fabio Venegoni (2)
100
100
90
90
3
2
-
-
1
1
12
10
Componenti
Sindaci supplenti
Luca Giovanni Caretta (2)
Giulio Gamba
Numero riunioni svolte durante l’esercizio di riferimento
(1) In questa colonna è indicato il numero di incarichi di Amministratore o Sindaco in altre società quotate.
(2) Designato dalla lista di minoranza.
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Altre previsioni del Codice di Autodisciplina
Sì
Sistema delle deleghe e operazioni con parti correlate
Il CdA ha attribuito deleghe definendone:
a) limiti
b) modalità d’esercizio
c) e periodicità dell’informativa
Il CdA si è riservato l’esame e approvazione delle operazioni aventi un particolare rilievo economico,
patrimoniale e finanziario (incluse le operazioni con parti correlate)?
Il CdA ha definito linee-guida e criteri per l’identificazione delle operazioni “significative”?
Le linee-guida e i criteri di cui sopra sono descritti nella relazione?
Il CdA ha definito apposite procedure per l’esame e approvazione delle operazioni con parti correlate?
Le procedure per l’approvazione delle operazioni con parti correlate sono descritte nella relazione?
Procedure della più recente nomina di amministratori e sindaci
Il deposito delle candidature alla carica di amministratore è avvenuto con almeno dieci giorni di anticipo?
Le candidature alla carica di amministratore erano accompagnate da esauriente informativa?
Le candidature alla carica di amministratore erano accompagnate dall’indicazione dell’idoneità
a qualificarsi come indipendenti?
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Il deposito delle candidature alla carica di sindaco è avvenuto con almeno dieci giorni di anticipo?
Le candidature alla carica di sindaco erano accompagnate da esauriente informativa?
X
X
Assemblee
La società ha approvato un Regolamento di Assemblea?
Il Regolamento è allegato alla relazione (o è indicato dove esso è ottenibile/scaricabile)?
X
X
Controllo interno
La società ha nominato i preposti al controllo interno?
I preposti sono gerarchicamente non dipendenti da responsabili di aree operative?
Unità organizzativa preposta al controllo interno (ex art. 9.3 del Codice)
Investor relations
La società ha nominato un responsabile investor relations?
Unità organizzativa e riferimenti (indirizzo/fax/e-mail) del responsabile investor relations
(*)
No
X
X
Internal Audit
X
Investor Relations (*)
Saipem SpA - Via Martiri di Cefalonia, 67 - San Donato Milanese (Milano) 20097 Italia - Tel. +39 02 520 34653 - Fax +39 02 520 54295.
67
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / G E S T I O N E D E I R I S C H I D ’ I M P R E S A
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
68
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 funzione 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 (IRS), 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 funzione
Finanza di Saipem. Allo stato attuale, non vi sono concentrazioni significative di rischio credito.
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / G E S T I O N E D E I R I S C H I D ’ I M P R E S A
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. Nel 2005 Saipem
ha ulteriormente incrementato il proprio impegno nell’ambito dell’attività HSE, nella prevenzione dei rischi
ambientali, nella sicurezza e nella salute.
Rischio Paese
Risk and opportunity
and knowledge management
Nel corso del 2006 è stata formalizzata la direzione Risk
and opportunity and knowledge management al fine di:
- promuovere l’applicazione della metodologia nelle
offerte e nei progetti gestiti dalle Business Unit;
- assicurare la diffusione di una cultura di risk and
opportunity and knowledge management in Saipem
orientata alla gestione di rischi e opportunità connessi ai progetti e al miglioramento della gestione delle
contingency;
- fornire consulenza, assistenza e indicazioni alle
Business Unit e ai progetti nelle attività di identificazione e valutazione dei rischi e delle opportunità e
nelle attività di implementazione delle relative azioni
di mitigazione e miglioramento, rispettivamente per
la gestione delle aree di rischio e l’ottimizzazione delle
opportunità identificate;
- assicurare la definizione, lo sviluppo e l’aggiornamento di strumenti e metodologie in grado di raccogliere,
organizzare e rendere disponibili ai progetti le varie
lesson learned;
- assicurare un’adeguata attività formativa e il necessario supporto ai risk engineer;
- assicurare il costante aggiornamento delle Linee
guida, procedure e standard Corporate, promuovendone il pieno rispetto e la loro corretta applicazione in
Saipem e nelle società controllate.
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”.
69
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / A LT R E I N F O R M A Z I O N I
Altre informazioni
ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE
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.
Periodo
Nel periodo 1° gennaio-31 dicembre 2006 sono state
acquistate sul mercato n. 1.919.355 azioni ordinarie. In
esecuzione dei piani di stock grant per gli anni 2003,
2004 e 2005 sono state assegnate agli aventi diritto
n. 530.000 azioni ordinarie; in esecuzione dei piani di
stock option deliberati nel 2002, 2003, 2004 e 2005,
sono state cedute n. 1.045.813 azioni ordinarie.
Alla data del 28 marzo 2007 la Società ha in portafoglio
n. 5.851.196 azioni proprie.
N. azioni
Costo
medio
(euro)
Costo
complessivo
(migliaia di euro)
Capitale
sociale
(%)
Acquisti
Anno 2003 (dal 2 maggio)
2.125.000
6,058
12.873
0,48
Anno 2004
1.395.000
7,044
9.826
0,32
Anno 2005
3.284.589
10,700
35.146
0,74
Anno 2006
1.919.355
18,950
36.371
0,43
Azioni proprie acquistate al 28 marzo 2007
8.723.944
10,800
94.216
1,97
11,913
69.703
1,33
A dedurre azioni proprie:
- assegnate a titolo gratuito in applicazione ai piani di stock grant
630.200
- assegnate per sottoscrizione in applicazione ai piani di stock option
2.242.548
Azioni proprie in portafoglio al 28 marzo 2007
5.851.196
Il capitale sociale al 28 marzo 2007 ammonta a
441.410.900 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 435.559.704.
PIANI DI INCENTIVAZIONE
Nel piano di incentivazione 2006 lo strumento dello
stock grant è stato sostituito da un sistema di incentivo
monetario differito. L’incentivo monetario differito attribuito nel 2006 potrà essere erogato dopo tre anni in
misura connessa al raggiungimento di obiettivi annuali
di EBITDA (consuntivo raffrontato al budget a scenario
costante) definiti per il triennio 2006-2008.
70
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
medio delle azioni proprie in portafoglio rilevati il giorno
precedente la data di assegnazione), ai dirigenti del
Gruppo Saipem che occupano le posizioni più diretta-
mente 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 2012, 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 26 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 28
aprile 2006.
FATTI DI RILIEVO AVVENUTI
DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO
Acquisizione ordini
Nei primi due mesi del 2007 sono stati acquisiti nuovi
ordini e negoziate variazioni a contratti esistenti per un
totale di circa 1.500 milioni di euro; le acquisizioni più
rilevanti del periodo sono:
Offshore
- per conto Medgaz, il progetto, di tipo EPIC, che prevede l’installazione di un sistema di condotte sottomarine, che consentirà il trasporto del gas naturale dall’Algeria alla Spagna attraverso il Mar Mediterraneo.
Onshore
- per conto Saudi Aramco, il contratto, di tipo EPC, per l’espansione dell’impianto di Qarayyah, che fa parte degli
impianti del giacimento Khurais, situato a 250 chilometri a sud-ovest di Dhahran, e impiegato per il trattamento dell’acqua di mare e la sua successiva iniezione nel
pozzo. Il contratto, originariamente assegnato su base
rimborsabile nel secondo trimestre del 2006, è stato
convertito in contratto chiavi in mano, e riguarda l’ingegneria, l’approvvigionamento e la costruzione di nove
nuovi moduli di trattamento per l’acqua di mare. I lavori saranno completati nel quarto trimestre del 2008;
- per conto Scogat, il contratto Trans Tunisian Pipeline,
in Tunisia, che riguarda l’ingegneria, l’approvvigionamento, la costruzione e l’avvio di due nuove stazioni di
compressione del gas e il potenziamento degli
impianti di compressione esistenti. I lavori saranno
completati nel secondo trimestre del 2008.
Investimenti
A febbraio 2007 è stato assegnato al cantiere cinese Yantai
Raffles il contratto per la costruzione di un nuovo
pipelayer. L'unità navale avrà 290 metri di lunghezza, 39
metri di larghezza e 24 metri di altezza, sarà dotata di posizionamento dinamico e sarà atta alla posa di linee di grosso diametro (fino a 48 pollici); la velocità di trasferimento
potrà raggiungere i 14 nodi e l’unità potrà operare in presenza di ghiaccio; potrà trasportare fino a 25.000 tonnellate di tubi e sarà dotata di una gru dalla capacità di sollevamento di 600 tonnellate; gli alloggi sono progettati per
ricevere a bordo fino a 450 persone fra tecnici ed equipaggio. Il nuovo pipelayer è previsto essere pronto a iniziare
l’attività nel secondo trimestre del 2010 e l’investimento
complessivo ammonta a circa 530 milioni di euro.
EVOLUZIONE PREVEDIBILE
DELLA GESTIONE
Lo spending della Oil Industry, aumentato considerevolmente negli ultimi anni, è previsto crescere ulteriormente nel 2007, determinando una situazione particolarmente favorevole per i contrattisti.
Saipem è attesa cogliere i frutti di un mercato positivo
sia nell’Offshore dove vanta da tempo una posizione di
leader, specialmente per progetti complessi in aree di
frontiera, sia nell’Onshore, anche per le competenze
71
distintive apportate da Snamprogetti, sia nel Drilling per
il rinnovo, a rate più favorevoli, di diversi contratti.
La buona intonazione del mercato e l’affidabilità raggiunta da Saipem consentono di prevedere nel 2007
un livello di acquisizione di nuovi ordini che incrementi ulteriormente il già elevato portafoglio ordini di
fine 2006.
Per quanto riguarda i risultati economici, i ricavi dell’esercizio 2007 sono attesi superare i 9 miliardi di euro e
l’utile netto, ante partite non ricorrenti, è previsto in crescita, di almeno il 20%, rispetto al record del 2006.
Gli investimenti programmati per il 2007 ammontano a
1,2 miliardi di euro circa e sono relativi:
- all’ampliamento della flotta: costruzione di un nuovo
semisommergibile per acque profonde (messa in marcia prevista per il terzo trimestre del 2009) e di un
tender barge per quanto riguarda il Drilling; costruzione di un nuovo pipelayer (messa in marcia prevista per
il secondo trimestre del 2010), ultimazione dell’unità
FPSO Citade de Vitoria e approntamento dell’unità
FPSO Gimboa per l’Offshore;
- all’inizio della costruzione di una nuova yard di fabbricazione per grandi strutture offshore;
- all’ulteriore potenziamento delle strutture in
Kazakhstan e West Africa;
- alla costruzione di nuovi mezzi navali e altri equipment a fronte di contratti specifici;
- al mantenimento e upgrading del parco mezzi esistente.
Gli ammortamenti sono previsti ammontare a 280
milioni di euro circa.
È programmata nel 2007 la monetizzazione di alcuni
asset “non core”; gli impatti sul conto economico, allo
stato non quantificabili, sono attesi positivi.
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 in aree in cui il Gruppo è
presente, 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.
72
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / R I C O N D U Z I O N E D E G L I S C H E M I D I B I L A N C I O R I C L A S S I F I C AT I A Q U E L L I O B B L I G ATO R I
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
Lo stato patrimoniale riclassificato differisce dallo schema legale per le sole riclassifiche indicate in tabella (dove non
espressamente indicato, la componente è ottenuta dallo schema legale).
(milioni di euro)
31.12.2005
Valori parziali
da schema
obbligatorio
A) Attività materiali nette
Nota 7 - Immobili, impianti e macchinari
Nota 10 - Altre partecipazioni
Ricl. da E) - fondo copertura perdite di imprese partecipate
Nota 3 - Crediti commerciali e altri crediti
2.345
837
849
849
40
153
38
146
4
9
(2)
D) Capitale circolante
(2)
60
1.523
3.306
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(17)
Nota 4 - Rimanenze
490
Nota 5 - Attività per imposte correnti
122
228
89
171
Nota 11 - Altre attività finanziarie
-
40
Ricl. a I) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
-
Nota 6 - Altre attività
Nota 12 - Attività per imposte anticipate
Nota 13 - Altre attività
Nota 15 - Debiti commerciali e altri debiti
(45)
1.053
(3)
68
47
17
11
(2.005)
(4.434)
(140)
(187)
Nota 17 - Altre passività
(66)
(103)
Nota 21 - Passività per imposte differite
(20)
(83)
Nota 16 - Passività per imposte correnti
Nota 22 - Altre passività
(1)
E) Fondi per rischi e oneri
Nota 19 - Fondi per rischi e oneri
Ricl. a C) - fondo copertura perdite di imprese partecipate
Nota 20 - Fondi per benefici ai dipendenti
(1)
(97)
(99)
(176)
(178)
2
F) Fondo per benefici ai dipendenti
Valori
da schema
riclassificato
2.345
837
C) Partecipazioni
Nota 9 - Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Valori parziali
da schema
obbligatorio
1.903
1.903
B) Attività immateriali
Nota 8 - Attività immateriali
31.12.2006
Valori
da schema
riclassificato
2
(88)
(88)
(169)
(169)
CAPITALE INVESTITO NETTO
2.655
3.002
G) Patrimonio netto
1.630
1.581
Nota 24 - Patrimonio netto Saipem
1.630
H) Capitale e riserve di terzi
Nota 23 - 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
Nota 14 - Passività finanziarie a breve termine
1.581
13
4
4
1.012
(877)
1.417
(1.322)
-
(4)
1.192
1.865
Nota 18 - Passività finanziarie a lungo termine
484
885
Nota 18 - Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
230
Ricl. da D) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (nota 3)
Ricl. da D) - crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (nota 11)
COPERTURE
41
(17)
(45)
-
(3)
2.655
3.002
73
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO / R I C O N D U Z I O N E D E G L I S C H E M I D I B I L A N C I O R I C L A S S I F I C AT I A Q U E L L I O B B L I G ATO R I
Voci del conto economico riclassificato
Il conto economico riclassificato differisce dallo schema
legale esclusivamente per le seguenti riclassifiche:
- i ricavi afferenti a rimborsi per prestazioni che non
costituiscono l’attività caratteristica, i rimborsi assicurativi e i costi rimborsati dal cliente indicati nello schema legale nella voce “altri ricavi e proventi” sono stati
portati in diminuzione delle corrispondenti componenti di costo nel conto economico riclassificato;
- 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.
74
Le altre voci sono direttamente riconducibili allo schema legale.
Voci del rendiconto finanziario riclassificato
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.
Bilancio consolidato del Gruppo Saipem
al 31 dicembre 2006
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6 / S C H E M I D I B I L A N C I O
31.12.2005
di cui verso
parti correlate
31.12.2006
di cui verso
parti correlate
Stato patrimoniale
(NOTA N. 1)
877
544
1.322
602
(NOTA N. 2)
1.523
490
122
89
3.101
(milioni di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie negoziabili
o disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte correnti
Altre attività
Totale attività correnti
ATTIVITÀ NON CORRENTI
Immobili, impianti e macchinari
Partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Altre attività
Totale attività non correnti
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività 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
PASSIVITÀ NON CORRENTI
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività
Totale passività non correnti
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto di Saipem:
- capitale sociale
- riserva sopraprezzo azioni
- altre riserve
- utili relativi a esercizi precedenti
- utili del periodo
Azioni proprie
Totale patrimonio netto di Gruppo
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
76
(NOTA N. 3)
(NOTA N. 4)
(NOTA N. 5)
(NOTA N. 6)
(NOTA N. 7)
(NOTA N. 8)
(NOTA N. 9)
(NOTA N. 10)
(NOTA N. 11)
(NOTA N. 12)
(NOTA N. 13)
233
43
35
4
3.306
1.053
228
171
6.084
1.903
837
2.345
849
38
4
68
17
2.867
5.968
146
9
40
47
11
3.447
9.531
650
23
130
3
(NOTA N. 14)
1.192
1.046
1.865
1.703
(NOTA N. 18)
230
2.005
140
66
3.633
155
38
41
4.434
187
103
6.630
3
123
484
99
88
20
1
692
4.325
12
885
178
169
83
1
1.316
7.946
95
(NOTA N. 15)
(NOTA N. 16)
(NOTA N. 17)
(NOTA N. 18)
(NOTA N. 19)
(NOTA N. 20)
(NOTA N. 21)
(NOTA N. 22)
(NOTA N. 23)
(NOTA N. 24)
(NOTA N. 25)
(NOTA N. 26)
(NOTA N. 27)
(NOTA N. 28)
13
1.630
441
49
37
899
255
(51)
1.643
5.968
60
4
1.581
441
55
142
632
384
(73)
1.585
9.531
87
RICAVI
Totale ricavi
Costi operativi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo del lavoro
Ammortamenti e svalutazioni
Totale costi operativi
UTILE OPERATIVO
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Totale proventi (oneri) finanziari
Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto della valutazione
con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi su partecipazioni
Totale proventi su partecipazioni
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
UTILE NETTO
di competenza:
- Saipem
- terzi azionisti
Utile per azione sull’utile netto
di competenza Saipem
(NOTA N. 30)
(NOTA N. 31)
(NOTA N. 32)
(NOTA N. 33)
(NOTA N. 34)
(NOTA N. 35)
(NOTA N. 36)
(NOTA N. 37)
(NOTA N. 38)
di cui verso
parti correlate
Esercizio
2006
(milioni di euro)
di cui verso
parti correlate
Esercizio
2005
Conto economico
4.528
11
4.539
685
7.517
50
7.567
698
3
(3.156)
(819)
(199)
(4.174)
365
(93)
(5.574)
(1.164)
(230)
(6.968)
599
(103)
196
(250)
38
(149)
609
(709)
142
(156)
(54)
(100)
24
24
335
(76)
259
34
11
45
544
(157)
387
255
4
384
3
0,59
0,59
0,88
0,89
(ammontare in euro per azione)
Utile per azione semplice
Utile per azione diluito
(NOTA N. 39)
(NOTA N. 39)
77
Altre riserve
Riserva legale
Riserva per azioni
proprie in portafoglio
Riserva per acquisto
azioni proprie
Riserva
per cash flow hedge
441
62
2
55
22
21
-
Effetto prima applicazione IAS
Annullamento differenze di cambio
Saldi al 31 dicembre 2004 rettificati
Effetto applicazione IAS 32 e 39
Saldi al 1° gennaio 2005 rettificati
441
441
62
62
2
2
55
55
22
(22)
-
21
21
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
2
3
58
-
Totale
Operazioni con gli Azionisti
Dividendi distribuiti
Riporto a nuovo utile e attribuzione
a riserva legale
Acquisto azioni proprie
Altri movimenti di patrimonio netto
Costo stock option/grant
Differenze cambio da conversione
su distribuzione dividendi
Totale
Saldi al 31 dicembre 2005
Utile esercizio 2006
Proventi e (oneri) imputati
direttamente a patrimonio netto
Variazione del fair value
derivati cash flow hedge,
al netto dell’effetto fiscale
dei bilanci in moneta estera
Totale
Riporto a nuovo utile e attribuzione
a riserva legale
Effetto acquisto Snamprogetti
Riapertura riserve Snamprogetti
Variazione riserve Snamprogetti
Acquisto 50% EMS SpA
Costo stock option/grant
Totale
78
441
(13)
(13)
49
(11)
(11)
10
58
58
12
-
4
(12)
698
5
703
38
235
235
-
-
-
255
-
-
-
-
-
(109)
-
Totale
patrimonio netto
197
Patrimonio netto
di terzi
706
Totale
(12)
Azioni proprie
Utile del periodo
Riserva
per sopraprezzo
delle azioni
(milioni di euro)
Utili relativi a esercizi
precedenti
Capitale
Variazione del patrimonio netto
Riserva
per differenze cambio
da conversione
-
1.494
9
1.503
42
- 1.536
(22)
19
(22) 1.555
9
9
42
1.545
19
1.564
255
4
259
(109)
-
(109)
14
-
-
-
14
-
14
14
-
-
-
(95)
-
(95)
-
-
-
(65)
-
(65)
-
(65)
-
-
167
24
(170)
-
(29)
-
(29)
-
-
5
5
-
5
4
4
18
196
899
(109)
(51)
(235)
255
(29)
-
4
(29)
(85)
(51) 1.630
384
-
-
-
-
-
-
116
-
-
-
-
-
-
-
116
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6
5
-
7
-
-
6
-
-
161
(12)
-
-
-
-
-
-
(34)
36
-
3
(9)
-
(442)
29
(3)
441
6
55
5
7
7
65
-
6
16
2
67
(6)
(12)
(13)
(267)
632
(19)
(19)
13
4
(85)
1.643
384
3
387
-
-
-
116
-
116
-
-
-
(19)
97
-
(19)
97
-
(82)
-
(82)
(22)
-
(22)
-
(82)
(173)
(255)
384
(22)
-
(442)
(31)
56
(3)
(6)
(22) (530)
(73) 1.581
(12)
-
(442)
(31)
56
(12)
(3)
(6)
(12) (542)
4 1.585
Rendiconto finanziario
(milioni di euro)
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
Minusvalenze (plusvalenze) e perdite (recuperi) su crediti per disinvestimento
(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
Imposte rimborsate e crediti d’imposta acquistati/ceduti
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
- concessioni di crediti finanziari a lungo termine
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
- 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
Dividendi pagati
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto delle differenze di cambio
Effetto variazione area di consolidamento e altre variazioni
Flusso di cassa netto del periodo
Disponibilità liquide a inizio del periodo
Disponibilità liquide a fine del periodo
Esercizio
2005
Esercizio
2006
255
4
196
(22)
25
5
(22)
35
12
76
384
3
230
(31)
27
27
2
(3)
(5)
(37)
68
4
157
564
(88)
(233)
14
83
46
826
(197)
(849)
109
894
10
386
4
22
(35)
(57)
–
6
793
28
40
(68)
(218)
32
(4)
326
(5)
(350)
(7)
(12)
-
603
(5)
(600)
(9)
(37)
(4)
(374)
3
-
(655)
9
4
6
3
(371)
50
358
(65)
19
(636)
259
432
(351)
(2)
453
(82)
343
(30)
10
4
282
595
877
709
(36)
(22)
(173)
445
877
1.322
79
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Il bilancio consolidato è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili
internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) 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 2002.
Il bilancio consolidato è redatto 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.
Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Saipem SpA e delle imprese italiane ed estere sulle quali Saipem 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 rilevanza1.
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’art. 126 della deliberazione Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni sono distintamente indicate
nella sezione “ Area di consolidamento”.
I bilanci delle imprese consolidate sono oggetto di revisione contabile da parte di società di revisione.
Le informazioni, se non altrimenti indicato, sono espresse in milioni di euro.
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 a 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.
(1) 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”.
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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
1,1797
0,6853
86,0380
95,2956
4,4244
1,6109
5.442,2300
2,7432
655,9500
7,3715
1,3725
53,1679
11.596,5000
157,7980
4,4584
153,2750
7,9850
4,0558
33,9200
1,9628
1,5551
4,3331
1,317
0,6715
93,6974
105,733
4,93915
1,6691
1,15
2,81333
655,957
7,3504
1,5281
58,2975
11.844,4
167,233
4,649
169,344
8,238
4,20974
34,68
2,0202
1,6069
4,8371
Cambio medio
2006
Cambio
al 31.12.2006
USA dollaro
UK sterlina
Algeria dinaro
Angola kwanza
Arabia Saudita riyal
Australia dollaro
Azerbaijan manat
Brasile real
Congo franco cfa
Croazia kuna
Dollaro canadese
India rupia
Indonesia rupia
Kazakhstan tenghè
Malesia ringgit
Nigeria naira
Norvegia corona
Perù new sol
Russia rublo
Singapore dollaro
Svizzera franco
UAE dirham
Cambio
al 31.12.2005
Valuta
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. La riserva per differenze cambio è
imputata a conto economico all’atto della cessione della partecipazione o del rimborso del capitale investito.
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:
1,2556
0,68173
91,4361
100,955
4,70888
1,66681
1,12338 (*)
2,73313
655,952
7,32468
1,42369
56,9098
11.512,4
158,114
4,60437
161,287
8,04719
4,11016
34,1117
1,99415
1,57288
4,61173
(*) Dal 1° gennaio 2006 sostituito dal Azerbaijan nuovo manat.
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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 immobiliari, 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 motivi 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.
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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. Quando
il valore di iscrizione della cash generating unit comprensivo dell’avviamento a essa attribuita è superiore al valore recuperabile, la
differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria all’avviamento fino a concorrenza del suo
ammontare; l’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all’avviamento è imputata pro quota al valore di libro degli asset che
costituiscono la cash generating unit. 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, finanziarie o di altro tipo adeguate per completare lo sviluppo e per l’utilizzo o la vendita
dell’attività immateriale; e
(f) la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all’attività immateriale durante lo sviluppo.
Contributi
I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste per
la loro concessione 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 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.
83
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). Le eventuali svalutazioni sono determinate confrontando il relativo valore di iscrizione con il valore attuale dei flussi di cassa attesi attualizzati al tasso di interesse effettivo definito al momento della rilevazione iniziale. 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-to-cost).
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”; in quest’ultima fattispecie le variazioni del fair value rilevate nel patrimonio netto sono imputate a conto economico all’atto della svalutazione o al momento del realizzo. 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.
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.
84
Azioni proprie
Le azioni proprie sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Il corrispettivo derivante dalle eventuali vendite successive è rilevato a incremento/decremento del patrimonio netto.
Passività finanziarie
I debiti sono rilevati con il metodo del costo ammortizzato (vedi punto precedente “Attività finanziarie”).
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. 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
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 eventuali importi già corrisposti.
La passività relativa ai programmi a benefici definiti2, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base
di ipotesi attuariali3 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 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% della passività relativa al programma e il 10% del fair value delle attività al suo servizio (cd. metodo del corridoio).
Le obbligazioni relative ai benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali. Gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero da una modifica delle caratteristiche del beneficio sono rilevati interamente a conto economico.
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.
(2) Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il trattamento di fine rapporto è assimilato a un programma a benefici definiti.
(3) 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.
85
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)4. 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 “Costo del
lavoro” in contropartita alla voce “Altre riserve”. Lo stanziamento relativo al trattamento di fine rapporto e agli oneri sociali calcolati sul fair value è rilevato in contropartita alla voce “Fondi per rischi e oneri”.
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 “Costo del lavoro” con contropartita alla voce “Altre riserve” e successivamente
riaddebitato alle imprese di appartenenza in contropartita alla voce “Costo del lavoro”.
In presenza di personale dato in comando, il costo è addebitato pro rata temporis alla società presso cui i beneficiari sono in servizio.
Per i piani di stock option il fair value è rilevato in contropartita alla voce “Altre riserve”.
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 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.
(4) 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.
86
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 considerato 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 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 a un’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 a 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.
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;
(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;
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.
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.
87
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 funzione Finanza che monitora la corretta correlazione tra strumenti derivati e flussi sottostanti e l’adeguata rappresentazione contabile in ottemperanza ai principi contabili internazionali.
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 (IRS), 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 funzione Finanza di Saipem. Allo stato attuale, non vi sono concentrazioni significative di rischio credito.
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”.
Schemi contabili
Le voci dello schema di stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura.
Lo schema di rendiconto finanziario è definito secondo il “metodo indiretto” rettificando l’utile dell’esercizio delle componenti
di natura non monetaria.
Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi del periodo e le altre variazioni del
patrimonio netto.
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S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6 / M O D I F I C A D E I C R I T E R I C O N TA B I L I - U T I L I Z Z O D I S T I M E C O N TA B I L I
Modifica dei criteri contabili
A partire dall’esercizio 2006 sono state applicate: (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 delle partecipazioni a fondi costituiti al fine di finanziare 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.
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 perché 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.
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S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6 / P R I N C I P I C O N TA B I L I D I R E C E N T E E M A N A Z I O N E
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
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 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 inflattiva 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).
Le ipotesi attuariali sono adottate anche per la determinazione delle obbligazioni relative ai benefici a lungo termine; a tal fine,
gli effetti delle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero delle caratteristiche del beneficio sono rilevate interamente a conto economico.
Con il regolamento n. 108/2006 emesso dalla Commissione Europea in data 11 gennaio 2006, è stato omologato l’IFRS 7
“Strumenti finanziari: informazioni integrative” che stabilisce le informazioni da fornire nelle note al bilancio sugli strumenti finanziari e sull’esposizione, politiche e obiettivi di gestione dei rischi finanziari dell’impresa. Le disposizioni dell’IFRS 7 includono alcune informazioni attualmente previste dallo IAS 32 “Strumenti finanziari: esposizione in bilancio e informazioni integrative”.
Le modifiche e le integrazioni ai principi contabili internazionali dell’IFRS 7 sono efficaci a partire dal 1° gennaio 2007.
Allo stato Saipem sta analizzando il principio e valutando se la sua adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
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S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 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 (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
Area di consolidamento al 31 dicembre 2006
IMPRESA CONSOLIDANTE
San Donato Milanese
EUR
441.410.900
Milano
Udine
EUR
EUR
10.000
10.329
San Giovanni Teatino
EUR
10.329
San Donato Milanese
San Donato Milanese
EUR
EUR
9.020.216
309.600
Tortolì
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Vibo Valentia
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
Rio de Janeiro
(Brasile)
Pointe Noire
(Congo)
BOS Investment Ltd
Londra
(Regno Unito)
BOS-UIE Ltd
Londra
(Regno Unito)
Camom Gesellschaft fur
Francoforte
Instandhaltung und Montagen GmbH (Germania)
Camom Industrie
Spergau
Instandhaltung GmbH & Co Kg (**)
(Germania)
Saipem SpA
Eni SpA
Saipem SpA
Soci terzi
42,92
1,40
55,68
IMPRESE CONTROLLATE
ITALIA
Bos Italia Srl (**)
Consorzio Ras - Realizzazioni
Attraversamenti Sotterranei (**)
Consorzio Sapro
Energy Maintenance Services SpA
Engineering & Management
Services SpA
Intermare Sarda SpA
Saipem Energy International SpA
Saipem FPSO SpA (ex Sonsub SpA)
Saipem Projects SpA
Snamprogetti SpA
Snamprogetti Sud SpA
Saipem sa
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Saipem SpA
Soci terzi
Saipem SpA
Snamprogetti SpA
100,00
51,00
49,00
51,00
49,00
100,00
100,00
100,00
C.I.
P.N.
100,00
100,00
C.I.
C.I.
6.708.000
2.550.000
884.000
216.500.000
103.200.000
5.000.040
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem Projects SpA
Snamprogetti SpA
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
BRL
231.150.000
100,00
C.I.
XAF
200.000.000
100,00
C.I.
GBP
5.000.000
Snamprogetti SpA
99,00
Snamprogetti
1,00
Management Services SA
Saipem sa
99,98
Soci terzi
0,02
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
GBP
3.300.000
BOS Investment Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
25.565
Camom sa
100,00
100,00
C.I.
EUR
25.565
Camom Gesellschaft
fur Instandhaltung
und Montagen GmbH
Camom Gesellschaft
fur Instandhaltung
und Montagen GmbH
Saipem sa
100,00
Co.
100,00
Co.
100,00
100,00
C.I.
European Maritime
Commerce BV
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
100,00
100,00
C.I.
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
Saipem International BV 50,00
Soci terzi
50,00
50,00
C.I.
Co.
ESTERO
Andromeda Consultoria Tecnica
e Representações Ltda
Boscongo sa
Camom Industrie Instandhaltung
Verwaltungs GmbH (**)
Spergau
(Germania)
EUR
25.565
Camom sa
Montigny le Bretonneux
(Francia)
Montreal
(Canada)
Funchal
(Portogallo)
EUR
2.897.500
CAD
100
EUR
5.000
EUR
1.018.700
KZT
1.105.930.000
CENMC Canada Inc
Delong Hersent - Estudos,
Construções Maritimas
e Participações, Unipessoal Lda
Entreprise Nouvelle Marcellin sa
ER SAI Caspian Contractor Llc
(*)
(**)
Marsiglia
(Francia)
Almaty
(Kazakhstan)
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
Società in liquidazione.
91
ERS - Equipment Rental
& Services BV
European Marine Contractors Ltd
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
European Marine
Investments Ltd
European Maritime Commerce BV
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Zurigo
(Svizzera)
(Francia)
Global Petroprojects Services AG
Guangdong Contractor Snc
Hazira Cryogenic Engineering
& Construction Management
Private Ltd
Hazira Marine Engineering
& Construction Management
Private Ltd
Katran-K Llc
Moss Arctic Offshore AS
Moss Maritime AS
Moss Maritime Inc
Moss Offshore AS
Nigerian Services
& Supply Co Ltd
North Caspian Service Co Llp
Petrex SA
Petromar Lda
PT Saipem Indonesia
Sagio - Companhia Angolana
de Gestão de Instalações Offshore
Lda
Saibos Akogep Snc
Saibos Construções Maritimas Lda
Saibos FZE
Saigut SA de Cv
Saimexicana SA de Cv
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd
(*)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
EUR
90.760
100,00
C.I.
GBP
1.000.000
100,00
C.I.
USD
20.000.000
European Marine
50,00
Investments Ltd
Saipem UK Ltd
50,00
100,00
C.I.
EUR
18.000
100,00
C.I.
CHF
5.000.000
100,00
C.I.
EUR
1.000
60,00
60,00
C.P.
Mumbai
(India)
INR
100.000
40,00
55,00
55,00
C.I.
Mumbai
(India)
INR
100.000
45,00
99,99
0,01
100,00
C.I.
Krasnodar
(Federazione Russa)
Lysaker
(Norvegia)
Lysaker
(Norvegia)
Houston
(USA)
Lysaker
(Norvegia)
Lagos
(Nigeria)
Almaty
(Kazakhstan)
Iquitos
(Perù)
Luanda
(Angola)
RUB
1.603.800
100,00
C.I.
NOK
100.000
Moss Maritime AS
100,00
100,00
C.I.
NOK
40.000.000
100,00
C.I.
USD
145.000
Moss Maritime AS
100,00
100,00
C.I.
NOK
20.000.000
Moss Maritime AS
100,00
100,00
C.I.
NGN
40.000.000
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
KZT
1.910.000.000
100,00
C.I.
PEN
37.319.045
100,00
C.I.
USD
357.143
70,00
C.I.
USD
30.290.000
Delong Hersent - Estudos,70,00
e Participações,
Unipessoal Lda
Soci terzi
30,00
100,00
C.I.
AOA
1.600.000
EUR
39.000
EUR
27.551.052
AED
1.000.000
MXN
50.000
MXN
50.000
MYR
1.033.500
Jakarta
(Indonesia)
Luanda
(Angola)
(Francia)
Funchal
(Portogallo)
Dubai
(Emirati Arabi Uniti)
Ensenada
(Messico)
Città del Messico
(Messico)
Kuala Lumpur
(Malesia)
ERS - Equipment
100,00
Rental & Services BV
Entreprise Nouvelle
Marcellin sa
Soci terzi
Services et Equipements
Gaziers et Petroliers sa
Soci terzi
Saipem sa
Sofresid sa
Saipem (Portugal) Gestão 60,00
de Participações SGPS SA
Soci terzi
40,00
Saipem sa
70,00
Soci terzi
30,00
Saipem sa
100,00
Saibos Construções
Maritimas Lda
Soci terzi
Saipem sa
P.N.
70,00
C.P.
100,00
C.I.
100,00
100,00
C.I.
80,00
20,00
100,00
80,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
Soci terzi
58,10
92
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
Saipem (Nigeria) Ltd
Saipem (Portugal) Comércio
Marítimo Lda
Saipem (Portugal) - Gestão
de Participações SGPS
Sociedade Unipessoal SA
Saipem America Inc
Saipem Argentina Samicy F. (***)
Saipem Asia Sdn Bhd
Saipem Australia Pty Ltd (***)
Saipem Contracting (Nigeria) Ltd
Saipem Contracting Algerie SpA
Saipem do Brasil Serviçõs
de Petroleo Ltda
Saipem Engineering Nigeria Ltd
Saipem Holding France sas
Saipem India Project Services Ltd
Saipem International BV
Saipem Logistics Services Ltd
Saipem Luxembourg SA
Saipem Mediterranean Services Llc
Saipem Misr
for Petroleum Services (S.A.E.)
Saipem Perfurações e Construções
Petroliferas Lda
Saipem sa
Saipem Services México SA de Cv
Saipem Services SA
Saipem Singapore Pte Ltd
Saipem UK Ltd
Saipem Venezuela SA
Lagos
(Nigeria)
Funchal
(Portogallo)
Funchal
(Portogallo)
NGN
259.200.000
EUR
299.278.738
EUR
Wilmington
(USA)
Buenos Aires
(Argentina)
Kuala Lumpur
(Malesia)
Sydney
(Australia)
Lagos
(Nigeria)
Hassi Messaoud
(Algeria)
Rio de Janeiro
(Brasile)
Lagos
(Nigeria)
(Francia)
Chennai
(India)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Lagos
(Nigeria)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Rijeka
(Croazia)
Port Said
(Egitto)
Funchal
(Portogallo)
(Francia)
Città del Messico
(Messico)
Bruxelles
(Belgio)
Singapore
(Singapore)
New Malden
(Regno Unito)
Caracas
(Venezuela)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
89,41
C.I.
100,00
C.I.
49.900.000
Soci terzi
10,59
100,00
C.I.
USD
50.000.000
100,00
C.I.
ARS
150.000
MYR
8.116.500
Soci terzi
1,23
AUD
10.661.000
NGN
827.000.000
DZD
10.000.000
BRL
10.502.327
Soci terzi
2,06
Sofresid sa
99,94
Saipem sa
0,01
Soci terzi
0,05
Saipem FPSO SpA
100,00
NGN
72.000.000
EUR
40.000
INR
2.000.000
EUR
172.444.000
NGN
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
97,94
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
Soci terzi
1,04
100,00
C.I.
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
Saipem SpA
100,00
100,00
C.I.
55.000.000
100,00
C.I.
EUR
31.002
100,00
C.I.
HRK
1.500.000
100,00
C.I.
EUR
2.000.000
100,00
C.I.
EUR
224.459
100,00
C.I.
EUR
26.488.695
0,04
& Services BV
European Maritime
0,04
Commerce BV
Saipem SpA
100,00
100,00
C.I.
MXN
50.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
61.500
100,00
C.I.
SGD
25.000
0,02
& Services BV
Saipem sa
100,00
100,00
C.I.
GBP
6.470.000
100,00
C.I.
VEB
20.000.000
Saipem sa
Soci terzi
P.N.
99,95
0,05
Co.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
(***) Società non operativa nell’esercizio.
93
SAS Port de Tanger
(Francia)
Al Khobar
(Arabia Saudita)
Donges
(Francia)
Lagos
(Nigeria)
Lagos
(Nigeria)
EUR
37.000
SAR
5.000.000
EUR
38.125
NGN
13.000.000
NGN
5.000.000
Montreal
(Canada)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Parigi
(Francia)
Almaty
(Kazakhstan)
CAD
1.000
EUR
18.151
EUR
22.867
KZT
15.000.000
Basingstoke
(Regno Unito)
Sliema
(Malta)
GBP
15.000.000
EUR
50.000
Snamprogetti Management
Services SA
Ginevra
(Svizzera)
CHF
50.000.000
Snamprogetti Netherlands BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Bucarest
(Romania)
EUR
92.117.340
ROL
4.075.150
Saudi Arabian Saipem Ltd
Services et Equipements Gaziers
et Petroliers sa
Shipping and Maritime
Services Ltd
Snamprogetti Africa (Nigeria) Ltd
Snamprogetti Canada Inc
Snamprogetti Engineering BV
Snamprogetti France sarl
Snamprogetti Kazakhstan Llp (**)
Snamprogetti Ltd
Snamprogetti Lummus Gas Ltd
Soci terzi
14,00
Saipem sa
100,00
Soci terzi
40,00
Saipem sa
99,76
Soci terzi
0,24
ERS - Equipment Rental 100,00
& Services BV
Snamprogetti
99,00
Netherlands BV
Snamprogetti
1,00
Snamprogetti
100,00
Netherlands BV
Snamprogetti
100,00
Netherlands BV
Snamprogetti
100,00
Netherlands BV
Snamprogetti
99,00
Netherlands BV
Snamprogetti
1,00
Snamprogetti
100,00
Snamprogetti
99,00
Netherlands BV
Soci terzi
1,00
Snamprogetti
99,99
Netherlands BV
Soci terzi
0,01
Snamprogetti SpA
100,00
Snamprogetti Saudi Arabia Ltd
Al Khobar
(Arabia Saudita)
SAR
10.000.000
Snamprogetti USA Inc
Dover
(USA)
Monaco
(Principato di Monaco)
Donges
(Francia)
USD
2.000
EUR
10.000
EUR
39.000
(Francia)
(Francia)
(Francia)
Randaberg
(Norvegia)
EUR
228.750
EUR
1.267.143
EUR
8.253.840
Snamprogetti
99,00
Netherlands BV
Snamprogetti
1,00
Snamprogetti
95,00
Snamprogetti
5,00
Netherlands BV
Snamprogetti
100,00
Saipem sa
70,00
Soci terzi
30,00
Services et Equipements 99,90
Camom sa
0,10
Saipem sa
99,96
Soci terzi
0,04
Sofresid sa
99,99
Soci terzi
0,01
Saipem sa
100,00
NOK
1.882.000
Snamprogetti Romania Srl
SNC Saipem - Bouygues TP
Société de Construction
d’Oleoducs Snc
Société Nouvelle Technigaz sa
Sofresid Engineering sa
Sofresid sa
Sonsub AS
(*)
(**)
94
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
5.000
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
EUR
% Possesso
Funchal
(Portogallo)
Soci
Sede legale
SAIR Construções Mecanicas
de Estruturas Maritimas Lda
Valuta
Ragione sociale
Capitale sociale
86,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
P.N.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
99,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
70,00
C.P.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
Sydney
(Australia)
Aberdeen
(Regno Unito)
Dubai
AUD
13.157.570
100,00
C.I.
GBP
5.901.028
100,00
C.I.
AED
500.000
100,00
C.I.
STTS Snc
(Francia)
EUR
1.000
60,00
C.P.
Sud Est Cie sa
Aix en Provence
(Francia)
Damietta
(Egitto)
EUR
152.704
EGP
50.000
Funchal
(Portogallo)
EUR
5.000
Sofresid sa
Saipem (Portugal)
20,00
Comércio Marítimo Lda
Saipem sa
57,00
Société Nouvelle
3,00
Technigaz sa
Soci terzi
40,00
Sofresid sa
99,62
Soci terzi
0,38
Société Nouvelle
70,00
Technigaz sa
Soci terzi
30,00
Sonsub International Pty Ltd
Sonsub Ltd
Star Gulf Free Zone Co
TBE Ltd
Varisal - Serviços de Consultadoria
e Marketing Lda
(*)
Co.
70,00
C.I.
P.N.
95
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
IMPRESE COLLEGATE
ITALIA
ASG Scarl
San Donato Milanese
EUR
50.864
Bormida 2005 Scarl
Cesena
EUR
10.000
CEPAV (Consorzio Eni
per l’Alta Velocità) Uno
San Donato Milanese
EUR
51.646
per l’Alta Velocità) Due
San Donato Milanese
EUR
51.646
Consorzio Bonifica Aree
e Siti Inquinati
Consorzio Controlli
Integrati in Agricoltura (**)
Consorzio Snamprogetti
Abb Lg Chemicals
Consorzio U.S.G. (**)
Milano
EUR
20.658
Roma
EUR
51.646
San Donato Milanese
EUR
50.000
Parma
EUR
25.823
ITA - Consorzio Italiano
Roma
per il Telerilevamento dell’Ambiente
e dell’Agricoltura
Modena Scarl
San Donato Milanese
EUR
12.395
EUR
400.000
Rodano Consortile Scarl
San Donato Milanese
EUR
250.000
Rosbos Scrl (**)
Ravenna
EUR
10.400
Rosfin Srl
Ravenna
EUR
9.649.200
SP - TKP Fertilizer Srl
San Donato Milanese
EUR
50.000
TSKJ Italia Srl
San Donato Milanese
EUR
50.000
(Francia)
Guyancourt
(Francia)
EUR
1.000
EUR
37.500
EUR
80.000
NOK
1.000.000
GBP
1.000
AZN
10.000.000
EUR
5.000
QAR
500.000
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Saipem SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
55,41
44,59
45,00
55,00
50,10
0,26
49,64
40,00
12,00
48,00
50,00
50,00
22,50
77,50
50,00
50,00
40,00
60,00
49,00
51,00
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Saipem sa
Soci terzi
Saipem sa
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
59,33
40,67
53,57
46,43
50,00
50,00
33,30
66,70
50,00
50,00
25,00
75,00
55,41
C.P.
P.N.
50,36
C.P.
P.N.
P.N.
P.N.
50,00
C.P.
Co.
P.N.
59,33
C.P.
53,57
C.P.
P.N.
Co.
50,00
C.P.
P.N.
ESTERO
02 Pearl snc
Africa Oil Services sa
Ateliers Ferroviaires d’Artix sas
Barber Moss Ship Management AS
Bonny Project Management Co Ltd
BOS Shelf Ltd Society
Charville - Consultores
e Serviços, Lda
CMS&A Wll
(*)
(**)
Artix
(Francia)
Lysaker
(Norvegia)
Greenford
(Regno Unito)
Baku City
(Azerbaijan)
Funchal
(Portogallo)
Doha
(Qatar)
Saipem sa
50,00
Soci terzi
50,00
Services et Equipements 44,90
Soci terzi
55,10
Camom sa
49,48
Soci terzi
50,52
Moss Maritime AS
50,00
Soci terzi
50,00
LNG - Serviçõs e Gestão 100,00
de Projectos Lda
Star Gulf Free Zone Co 50,00
Soci terzi
50,00
Snamprogetti
50,00
Netherlands BV
Soci terzi
50,00
Snamprogetti
20,00
Netherlands BV
Soci terzi
80,00
96
50,00
C.P.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
Dalia Floater Angola Snc
Courbevoie
(Francia)
EUR
0,1
Doris Development Canada Ltd
CAD
10.000
EUR
3.571.440
USD
1.500.000
Fertlizantes Nitrogenados
de Oriente CEC
St. John’s
(Canada)
Parigi
(Francia)
Houston
(USA)
Caracas
(Venezuela)
VEB
9.667.827.216
de Oriente SA
Caracas
(Venezuela)
VEB
286.549
de Venezuela CEC
de Venezuela Srl
FPSO Firenze Produção
de Petròleo, Lda
Josè - Edo. Anzategui
(Venezuela)
Josè - Edo. Anzategui
(Venezuela)
Funchal
(Portogallo)
VEB 312.214.634.511
FPSO Mystras (Nigeria) Ltd
Lagos
(Nigeria)
Funchal
(Portogallo)
Doris Engineering sa
Doris USA Inc
FPSO Mystras - Produção
de Petròleo, Lda
VEB
287.000
EUR
50.000
NGN
15.000.000
EUR
50.000
Gaztransport et Technigaz sas
Saint Remy Les Chevreuse
(Francia)
EUR
370.288
Haldor Topsøe AS
Lyngby
(Danimarca)
DKK
55.000.000
Haldor Topsøe Inc USA
Houston
(USA)
New Delhi
(India)
Lyngby
(Danimarca)
Almaty
(Kazakhstan)
Luanda
(Angola)
USD
5.000.000
INR
100.000
DKK
500.000
KZT
1.000.000
AOA
25.510.204
Haldor Topsøe India Private Ltd
Haldor Topsøe Int AS
Kazakhoil Bouygues Offshore Sarl
Kwanda Suporto Logistico Lda
Lipardiz - Construção
de Estruturas Maritimas, Lda
Funchal
(Portogallo)
EUR
5.000
LNG - Serviços e Gestão
de Projectos Lda
Funchal
(Portogallo)
EUR
5.000
Mangrove Gas Netherlands BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
EUR
2.000.000
Moss Mosvold II Management Lda
Funchal
(Portogallo)
EUR
5.000
(*)
72,50
100,00
Sofresid sa
Soci terzi
40,00
60,00
100,00
P.N.
Snamprogetti
20,00
Netherlands BV
Soci terzi
80,00
Snamprogetti
20,00
Netherlands BV
Soci terzi
80,00
Fertlizantes Nitrogenados 100,00
de Oriente CEC
Fertlizantes Nitrogenados 100,00
de Oriente CEC
Soci terzi
50,00
FPSO Mystras Produção 100,00
de Petroleo Lda
Soci terzi
50,00
Société Nouvelle
22,22
Technigaz sa
Saipem sa
7,78
Soci terzi
70,00
Snamprogetti
50,00
Soci terzi
50,00
Haldor Topsøe AS
100,00
P.N.
99,99
0,01
100,00
Saipem sa
50,00
Soci terzi
50,00
Delong Hersent - Estudos, 40,00
e Participações,
Unipessoal Lda
Soci terzi
60,00
Soci terzi
50,00
Snamprogetti
25,00
Netherlands BV
Soci terzi
75,00
Snamprogetti
50,00
Netherlands BV
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
27,50
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Entreprise Nouvelle
Marcellin sa
Soci terzi
Haldor Topsøe Int AS
Soci terzi
Haldor Topsøe AS
27,50
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
C.P.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
P.N.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
Co.
P.N.
50,00
C.P
P.N.
50,00
C.P.
P.N.
97
Offshore Design Engineering Ltd
OOO Moss Krylov Maritime
PMS - Petrochemicals Maintenance
Services GmbH
RPCO Enterprises Ltd
Londra
(Regno Unito)
San Pietroburgo
(Federazione Russa)
Leuna
(Germania)
Nicosia
(Cipro)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Saipem Aban Drilling Co
Chennai
Private Ltd
(India)
Saipem Kharafi National MMO Fz Co Dubai
Saipem Triune Engineering
New Delhi
Private Ltd
(India)
SEA Tank Co sa
Parigi
(Francia)
Servicios de Construçiones
Santo Domingo
Caucedo sa
(Repubblica Dominicana)
Société pour la Realisation
Anjra
du Port de Tanger Mediterranée
(Marocco)
Southern Gas Constructors Ltd
Lagos
(Nigeria)
Saipar Drilling Co BV
Parigi
(Francia)
SSS-Capital Llc
Mosca
(Federazione Russa)
Starstroi Llc
Krasnodar
(Federazione Russa)
Starstroi - Sakhalin
Yuzhno
- Bezopasnost sarl
(Federazione Russa)
Starstroi Security Llc
Krasnodar
(Federazione Russa)
Subcontinental Ammonia
Lyngby
Investment Co ApS
(Danimarca)
T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto
Luanda
Internacional sa
(Angola)
Tchad Cameroon Maintenance BV
Schiedam
(Paesi Bassi)
Technip-Zachry-Saipem LNG Lp
Houston
(USA)
Tecnoprojecto Internacional
Linda a Velha Oeiras
Projectos e Realizações Industriais SA (Portogallo)
Topsøe Fuel Cell AS
Lyngby
(Danimarca)
TSKJ II - Construções Internacionais, Funchal
Sociedade Unipessoal, Lda
(Portogallo)
TSKJ - Nigeria Ltd
Lagos
(Nigeria)
SPF - TKP Omifpro Snc
(*)
GBP
100.000
RUB
98.000
EUR
200.000
CYP
10.000
EUR
20.000
INR
50.000.000
AED
600.000
INR
200.000
EUR
46.800
DOP
100.000
EUR
33.000
NGN
10.000.000
EUR
50.000
RUB
100.000
RUB
7.699.490
RUB
300.000
Saipem sa
50,00
Doris Engineering
50,00
Moss Maritime AS
50,00
Soci terzi
50,00
Camom Gesellschaft
25,00
fur Instandhaltung
und Montagen GmbH
Soci terzi
75,00
Snamprogetti
50,00
Netherlands BV
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
99,62
Soci terzi
0,38
Saipem sa
49,70
Soci terzi
50,30
SAS Port de Tanger
33,33
Soci terzi
66,67
Snamprogetti
50,00
Netherlands BV
Soci terzi
50,00
Snamprogetti France Sarl 50,00
Soci terzi
50,00
99,00
Soci terzi
1,00
Saipem sa
50,00
Soci terzi
50,00
100,00
RUB
300.000
Starstroi Llc
100,00
DKK
1.000.000
Haldor Topsøe AS
100,00
AOA
9.000.000
EUR
18.000
USD
5.000
EUR
700.000
DKK
15.000.000
Petromar Lda
Soci terzi
Saipem sa
Soci terzi
TZS Llc (NV)
TZS Llc (TX)
Saipem sa
Soci terzi
Haldor Topsøe AS
35,00
65,00
40,00
60,00
99,00
1,00
42,50
57,50
100,00
EUR
5.000
NGN
50.000.000
TSKJ - Servições
100,00
de Engenharia Lda
TSKJ II - Construções
100,00
Internacionais, Sociedade
Unipessoal, Lda
98
50,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
C.P.
P.N.
P.N.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
P.N.
50,00
C.P.
Co.
49,70
C.P.
33,33
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
P.N.
50,00
C.P.
P.N.
P.N.
50,00
C.P.
P.N.
P.N.
20,00
C.P.
P.N.
50,00
C.P.
P.N.
P.N.
TSKJ - Servições de Engenharia Lda
Funchal
(Portogallo)
EUR
5.000
TSKJ - US Llc
Wilmington
(USA)
Courbevoie
(Francia)
Reno
(USA)
San Antonio
(USA)
Jebel Ali
USD
1.000
EUR
0
USD
10.000
USD
5.000
AED
600.000
Mosca
(Federazione Russa)
RUB
3.500.000
TSS Dalia Snc
TZS Llc (NV)
TZS Llc (TX)
Upstream Constructors
International Fz Co
ZAO Haldor Topsøe
Snamprogetti
25,00
Netherlands BV
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
50,00
Maritimas Lda
Soci terzi
50,00
Haldor Topsøe AS
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza
Saipem
% Possesso
Soci
Capitale sociale
Valuta
Sede legale
Ragione sociale
P.N.
P.N.
27,50
C.P.
20,00
C.P.
20,00
C.P.
50,00
C.P.
50,00
C.P.
Le società partecipate sono 180 di cui: 83 consolidate con il metodo integrale, 42 con il metodo proporzionale, 42 valutate con
il metodo del patrimonio netto e 13 valutate al costo.
(*)
99
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Acquisizione del Gruppo Snamprogetti
In data 27 marzo 2006, Saipem Projects 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:
- Andromeda Consultoria Tecnica e Representações Ltda, Engineering & Management Services SpA, Snamprogetti Canada Inc,
Snamprogetti France sarl, Snamprogetti Ltd, Snamprogetti Lummus Gas Ltd, Snamprogetti Management Services SA,
Snamprogetti Netherlands BV, Snamprogetti Sud SpA, Snamprogetti Saudi Arabia Ltd, Snamprogetti USA Inc.
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 Topsøe AS, Haldor Topsøe Inc USA, Haldor Topsøe India Private Ltd, Haldor Topsøe Int AS,
Mangrove Gas Netherlands BV, Modena Scarl, Rodano Consortile Scarl, RPCO Enterprises Ltd, Southern Gas Constructors Ltd, SPF
- TKP Omifpro Snc, SP - TKP Fertilizer Srl, Subcontinental Ammonia Investment Co ApS, Topsøe Fuel Cell AS, ZAO Haldor Topsøe.
società consolidate con il metodo del patrimonio netto:
- Bonny Project Management Co Ltd, Bormida 2005 Scarl, CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due, Consorzio Controlli
Integrati in Agricoltura, Consorzio Ras - Realizzazioni Attraversamenti Sotterranei, Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC,
Fertlizantes Nitrogenados de Oriente SA, ITA - Consorzio Italiano per il Telerilevamento dell’Ambiente e dell’Agricoltura, LNG Serviços e Gestão de Projectos Lda, Snamprogetti Africa (Nigeria) Ltd, Snamprogetti Engineering BV, Snamprogetti Kazakhstan
Llp, Snamprogetti Romania Srl, TSKJ II - Construções Internacionais Sociedade Unipessoal Lda, TSKJ Italia Srl, TSKJ Nigeria Ltd,
TSKJ - Servições de Engenharia Lda, TSKJ - US Llc.
società consolidate con il metodo del costo:
- Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela CEC, Fertlizantes Nitrogenados de Venezuela Srl.
L’acquisizione di Snamprogetti SpA ha comportato il consolidamento della seguente situazione esistente alla data di acquisto (1°
aprile 2006):
(milioni di euro)
Immobilizzazioni immateriali
Immobilizzazioni materiali
Partecipazioni
Rimanenze
Crediti
Disponibilità
Totale attivo
6
91
114
524
936
484
2.155
Capitale e riserve
Altri fondi e rischi
Debiti finanziari
Debiti verso fornitori e altri debiti
Ratei e risconti passivi
Totale passivo
240
42
61
100
1.624
88
2.155
Il bilancio consolidato 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 confliggenti.
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 442 milioni di euro, è stato portato a decremento del patrimonio netto del Gruppo
Saipem.
100
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La situazione contabile consolidata di Snamprogetti e delle sue controllate alla data del 31 dicembre 2006 (comprensiva del
conto economico relativo al periodo 1° aprile-31 dicembre 2006) recepita nel consolidato del Gruppo Saipem è la seguente:
SITUAZIONE PATRIMONIALE
(milioni di euro)
Immobilizzazioni immateriali
Immobilizzazioni materiali
Partecipazioni
Rimanenze
Crediti
Disponibilità
Totale attivo
6
91
104
565
1.542
654
2.962
Capitale e riserve
Altri fondi e rischi
Debiti finanziari
Debiti verso fornitori e altri debiti
Ratei e risconti passivi
Totale passivo
272
101
61
91
2.355
82
2.962
CONTO ECONOMICO (con esclusione del I trimestre)
(milioni di euro)
Costi operativi
Margine Operativo Lordo
Ammortamenti
Utile operativo
Gestione finanziaria e delle partecipazioni
Imposte sul reddito
Utile prima degli interessi di terzi
Utile delle minoranze
Utile netto
2.288
(2.236)
52
(15)
37
11
48
(41)
7
7
Contratto di compravendita di Snamprogetti - loss indemnity provision
Il bilancio consolidato del Gruppo Saipem al 31 dicembre 2006 comprende indennizzi per 89 milioni di euro riconosciuti da Eni
per applicazione della “loss indemnity provision” stipulata nel contratto di compravendita di Snamprogetti.
Nel corso dell’esercizio 2006 Saipem SpA ha segnalato a Eni l’insorgenza di eventi che hanno determinato la previsione di riduzione di valore e di perdite a fine lavori di alcuni progetti di Snamprogetti e sue partecipate oggetto di acquisizione. A fronte delle
perdite stimate, Saipem ha attivato la richiesta di indennizzo senza tuttavia mettere in discussione la veridicità delle attestazioni
rilasciate dal venditore Eni all’atto della cessione della partecipazione in Snamprogetti.
L’indennizzo riconosciuto da Eni a Saipem deriva essenzialmente dalla volontà di “rendere indenne” l’acquirente da variazioni
avverse non prevedibili al momento della cessione.
Ciò premesso, tenuto conto della sostanza economica dell’operazione, l’indennizzo riconosciuto è da intendersi come il risultato
dell’escussione di una garanzia rilasciata sui valori delle commesse di Snamprogetti o di sue partecipate.
Pertanto, secondo le disposizioni dei principi di riferimento, l’escussione o il rischio di escussione della garanzia determina in capo
al garante la rilevazione di un onere dell’esercizio e in capo al garantito il relativo provento. In termini di classificazione, nel bilancio del garantito detti effetti economici sono stati classificati in coerenza con le voci di bilancio che hanno accolto la riduzione di
valore o la rilevazione di perdite delle commesse oggetto di acquisizione.
101
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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 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, già posta in liquidazione, è stata cancellata dal Registro delle
Imprese;
- in data 7 marzo 2006 è stata costituita la società, di diritto italiano, Saipem Projects 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 15 marzo 2006 è stata costituita la società, di diritto nigeriano, Saipem Engineering Nigeria Ltd che viene consolidata
con il metodo del patrimonio netto;
- 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 31 marzo 2006 la società Snamprogetti Kazakhstan Llp consolidata con il metodo del patrimonio netto è stata posta
in liquidazione;
- in data 20 aprile 2006 è stato acquistato da terzi il 100% del capitale sociale della società, di diritto kazaco, North Caspian
Service Co Llp che viene consolidata con il metodo integrale;
- in data 9 maggio Snamprogetti Services sa e Snamprogetti Netherland BV hanno acquistato da terzi rispettivamente il 20% e il
5% del capitale sociale di Snamprogetti Saudi Arabia Ltd che, pertanto, al 31 dicembre 2006 risulta posseduta interamente dal
Gruppo;
- in data 12 maggio 2006 è stata costituita la società, di diritto angolano, T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto Internacional sa, partecipata al 35% dalla società Petromar Lda e e per il 65% da soci terzi e consolidata con il metodo del patrimonio netto;
- in data 17 maggio 2006 è stata costituita la società, di diritto egiziano, Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.) che viene
consolidata con il metodo integrale;
- in data 29 giugno 2006 è stato acquistato da Eni SpA il 50% della partecipazione della società Energy Maintenance Services
SpA che al 31 dicembre 2006 risulta interamente posseduta da Saipem SpA;
- in data 17 luglio 2006 la società Bos Italia Srl consolidata con il metodo integrale è stata posta in liquidazione e cancellata dal
Registro delle Imprese in data 21 febbraio 2007;
- in data 8 settembre 2006 è stata costituita la società, di diritto indiano, Haldor Topsøe India Private Ltd, partecipata al 99,99%
dalla società Haldor Topsøe Int AS e per lo 0,01% da soci terzi e consolidata con il metodo proporzionale;
- in data 13 settembre 2006 la società Consorzio UMA, consolidata con il metodo del patrimonio netto, è stata posta in liquidazione e cancellata dal Registro delle Imprese;
- in data 19 settembre 2006 la società Kellogg Brown & Root - Snamprogetti Ltd, consolidata con il metodo del patrimonio
netto, è stata posta in liquidazione e cancellata dal Registro delle Imprese;
- in data 22 settembre 2006 Saipem lnternational BV ha acquistato da terzi il 50% del capitale sociale della società, di diritto
indiano, Saipem Triune Engineering Private Ltd, che viene consolidata con il metodo proporzionale;
- in data 2 ottobre 2006 è stata costituita la società, di diritto angolano, SAGIO - Companhia Angolana de Gestão de Instalações
Offshore Lda, partecipata al 60% dalla società Saipem (Portugal) - Gestão de Participações SGPS SA e per il 40% da soci terzi e
consolidata con il metodo del patrimonio netto;
- in data 13 ottobre 2006 la società Saipem Energy International Ltd, consolidata con il metodo del patrimonio netto, già posta
in liquidazione, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
- in data 23 ottobre 2006 è stata costituita la società, di diritto francese, 02 Pearl snc, partecipata al 50% dalla società Saipem sa
e per il 50% da soci terzi e consolidata con il metodo proporzionale;
- in data 26 ottobre 2006 è stato acquistato da terzi il 100% del capitale sociale della società di diritto portoghese, Varisal Serviços de Consultadoria e Marketing Lda che viene consolidata con il metodo del patrimonio netto;
- in data 28 ottobre 2006 la società SASP Offshore Engineering UK Ltd, consolidata con il metodo del patrimonio netto, già
posta in liquidazione, è stata cancellata dal Registro delle Imprese;
102
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- in data 30 ottobre 2006 è stata costituita la società, di diritto UAE, Saipem Kharafi National MMO Fz Co che viene consolidata con il metodo del patrimonio netto;
- in data 28 dicembre 2006 la società Consorzio Saipem Energy International - Tecnomare SpA, consolidata con il metodo proporzionale, è stata posta in liquidazione e cancellata dal Registro delle Imprese;
- in data 31 dicembre 2006 la società Saipem Logistics Services Ltd precedentemente consolidata con il metodo del patrimonio netto, è stata consolidata con il metodo integrale per raggiunta significatività;
- in data 4 gennaio 2007 la società Conception Maintenance Petrochimique de l’Ouest, consolidata con il metodo del patrimonio netto, già posta in liquidazione, è stata cancellata dal Registro delle Imprese.
Cambiamento di ragione sociale o spostamento da partecipata a partecipata senza effetti sul consolidato:
- 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 30 giugno 2006 la società Saipem International BV ha ceduto la partecipazione detenuta nella Star Gulf Free Zone Co
alla Saipem (Portugal) - Gestão de Participações SGPS SA per il 60% e il restante 20% alla Saipem (Portugal) Comércio Marítimo
Lda per cui al 31 dicembre 2006 la Star Gulf Free Zone Co risulta posseduta da Saipem (Portugal) - Gestão de Participações SGPS
SA per l’80% e il restante 20% da Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda;
- in data 3 agosto 2006 la società Saipem Perfurações e Construções America do Sul Petrolíferas Lda ha modificato la sua ragione sociale in Saipem Perfurações e Construções Petrolíferas Lda;
- in data 31 agosto 2006 la società PT Sofresid Engineering è stata fusa per incorporazione nella società PT Saipem Indonesia;
- in data 31 agosto 2006 la società Saibos sas è stata fusa per incorporazione nella società Saipem sa.
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 41.
Data di riferimento
La data di riferimento del bilancio consolidato coincide con la data di chiusura del bilancio Saipem SpA e delle imprese che sono
state incluse nel perimetro di consolidamento, sulla base dei bilanci predisposti ai fini dell’inclusione del bilancio consolidato di
Gruppo.
Variazioni valuta funzionale
Si segnala che la società North Caspian Service Co Llp ha modificato nell’esercizio la propria moneta funzionale da tenghè a euro
a partire dal 20 aprile 2006, data di acquisizione della partecipazione.
Altresì, la società BOS Shelf Ltd Society ha modificato la propria moneta funzionale da dollaro USA a nuovo manat azero con
decorrenza 1° gennaio 2006.
103
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E D E L L E VO C I D I B I L A N C I O
Attività correnti
1
Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.322 milioni di euro (877 milioni di euro al 31 dicembre 2005) aumentano di 445 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente e sono in buona parte riconducibili al consolidamento delle disponibilità in essere
presso Snamprogetti e le sue controllate.
Le disponibilità liquide di fine periodo, denominate in euro per il 50%, in dollari per il 36% e in altre valute per il 14%, hanno trovato remunerazione a un tasso medio del 2,61% e sono riferibili per 602 milioni di euro a depositi presso società finanziarie del
Gruppo Eni, di cui 297 milioni di euro riferibili a Snamprogetti.
Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono crediti finanziari e titoli esigibili entro 90 giorni per 39 milioni di euro.
Le disponibilità esistenti al 31 dicembre 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 euro)
Italia
Resto d’Europa
CSI
Resto Asia
Africa
Americhe
Totale
313
575
10
122
109
193
1.322
Le disponibilità liquide riguardanti il consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate sono pari a 654 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 a titoli emessi dallo Stato italiano (Btp) rinvenienti dall’inserimento nel campo di consolidamento di Snamprogetti.
3
I crediti commerciali e altri crediti di 3.306 milioni di euro (1.523 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti commerciali
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Altri crediti
Totale
31.12.2005
31.12.2006
1.265
17
241
1.523
2.929
45
332
3.306
31.12.2005
Accantonamenti
Utilizzazioni
Differenze
di cambio
da conversione
Altre variazioni
31.12.2006
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 81 milioni di euro:
Crediti commerciali
40
2
(1)
-
22
63
Altri crediti
Totale
16
56
2
4
(1)
(2)
-
1
23
18
81
(milioni di euro)
I crediti commerciali di 2.929 milioni di euro aumentano di 1.664 milioni di euro e si riferiscono per 275 milioni di euro (72 milioni di euro al 31 dicembre 2005) a crediti verso controllanti (Eni SpA e le sue divisioni).
104
Il valore dei crediti commerciali afferenti il consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate è pari a 1.237 milioni di euro.
I crediti commerciali verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 650 milioni di euro.
I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per lavori in corso su ordinazione per 70 milioni di euro (4 milioni di euro
al 31 dicembre 2005), di cui 6 milioni di euro scadenti entro l’esercizio e 64 milioni di euro scadenti oltre l’esercizio, rinvenienti
dal consolidamento di Snamprogetti SpA.
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa di 45 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano
principalmente, il credito finanziario di circolante vantato dalla Capogruppo verso il Consorzio CEPAV Due e crediti finanziari per
depositi bancari vincolati presso istituti finanziari.
I crediti verso imprese a controllo congiunto, per la parte non consolidata, sono di seguito analizzati:
(milioni di euro)
Haldor Topsøe AS
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno
ASG Scarl
CMS&A Wll
Charville - Consultores e Serviços, Lda
Mangrove Gas Netherlands BV
Lipardiz - Construção de Estruturas Maritimas, Lda
FPSO Firenze Produção de Petróleo, Lda
Saipem Aban Drilling Co Private Ltd
Totale
31.12.2005
31.12.2006
9
23
1
33
3
86
18
2
88
1
2
7
85
7
1
13
313
31.12.2005
31.12.2006
28
16
9
6
1
2
84
63
4
8
20
241
8
13
1
4
210
19
7
16
54
332
Gli altri crediti di 332 milioni di euro si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti verso:
- compagnie di assicurazione
- personale
- amministrazione finanziaria estera diversi da crediti tributari
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
- amministrazioni pubbliche non finanziarie
Crediti verso società del Gruppo Eni
Acconti per servizi
Crediti verso joint venture
Depositi cauzionali
Cambiali attive
Altri crediti
Totale
Gli altri crediti di Snamprogetti e delle sue controllate ammontano a 125 milioni di euro.
105
I crediti in moneta diversa dall’euro ammontano a 1.195 milioni di euro (1.055 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e sono ripartiti, su base percentuale, nelle seguenti principali valute:
- dollaro USA 59%;
- ryal saudita 8%;
- lira sterlina 7%;
- corona norvegese 2%;
- altre valute 24%.
I crediti verso parti correlate sono indicati nella nota 41.
4
Rimanenze
(milioni di euro)
Materie prime, sussidiarie e di consumo
Lavori in corso su ordinazione
Acconti per rimanenze
Totale
31.12.2006
31.12.2005
Le rimanenze di 1.053 milioni di euro (490 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Lavori
in corso su
ordinazione
Altre
Totale
Lavori
in corso su
ordinazione
Altre
Totale
304
304
186
186
186
304
490
488
287
775
278
278
278
488
287
1.053
Utilizzazioni
Altre
variazioni
31.12.2006
Fondo svalutazioni rimanenze
Accantonamenti
(milioni di euro)
31.12.2005
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 2 milioni di euro:
3
3
-
(1)
(1)
-
2
2
I lavori in corso su ordinazione di 488 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.
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo comprensive del consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate ammontano a 278 milioni di euro.
Gli acconti per rimanenze di 287 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 sono relativi al consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate.
I lavori in corso verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 23 milioni di euro.
106
5
Le attività per imposte correnti di 228 milioni di euro (122 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
31.12.2005
31.12.2006
41
36
3
2
81
43
32
6
122
93
65
12
16
135
60
52
23
228
- Amministrazione finanziaria italiana:
. per crediti Iva
. per crediti di imposta sul reddito
. per altri rapporti
- Amministrazioni finanziarie estere:
. per crediti Iva
. per crediti di imposta sul reddito
. per altri rapporti
Totale
L’incremento delle attività per imposte correnti di 106 milioni di euro è principalmente riconducibile a crediti vantati da società
controllate estere del Gruppo nei confronti delle autorità fiscali locali (54 milioni di euro), a crediti verso il fisco italiano per Iva
(29 milioni di euro), a crediti verso il fisco italiano per crediti di imposta sul reddito (9 milioni di euro) e a crediti per altri rapporti
(14 milioni di euro).
Le attività per imposte correnti riconducibili a Snamprogetti sono pari a 41 milioni di euro.
6
Altre attività
Le altre attività di 171 milioni di euro (89 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Fair value su contratti derivati non qualificati di copertura
Fair value su contratti derivati qualificati di copertura
Altre attività
Totale
31.12.2005
31.12.2006
6
17
66
89
19
84
68
171
Al 31 dicembre 2006, la valutazione del fair value su contratti derivati ha evidenziato un plus valore pari a 53 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) e un plus valore pari a 50 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 17 “Altre
passività”.
Le altre attività ammontano al 31 dicembre 2006 a 68 milioni di euro, con un incremento di 2 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente e sono costituite da: costi di competenza di futuri esercizi per 27 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2005), da premi assicurativi per 13 milioni di euro (15 milioni di euro al 31 dicembre 2005), da costi di locazione per stabili
adibiti a uffici per 10 milioni di euro e da altre attività per 18 milioni di euro.
Le altre attività riconducibili a Snamprogetti sono pari a 11 milioni di euro.
Le altre attività verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 130 milioni di euro.
107
7
Altre
variazioni
Saldo finale netto
Saldo finale lordo
Fondo
ammortamento
e svalutazione
(25)
(153)
(1)
(5)
1
36
40
(1)
(7)
(15)
58
93
14
172
1.604
14
322
3.434
150
1.830
27
18
31
12
(24)
(17)
(1)
-
2
10
(3)
-
35
1
67
24
350
134
283
110
249
1.903
397
600
(219)
(7)
4
93
(3)
(29)
(183)
4
464
2.345
464
4.718
2.373
Variazione area
di consolidamento
9
29
122
Alienazioni
5
82
1.522
Ammortamenti
e svalutazioni
Differenze cambio
da conversione
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
Attrezzature industriali
e commerciali
Altri beni
Immobilizzazioni in corso
e acconti
Totale
Investimenti
(milioni di euro)
Saldo iniziale netto
Gli immobili, impianti e macchinari di 2.345 milioni di euro (1.903 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
I mezzi navali destinati alle attività di Offshore e Perforazioni Mare sono compresi nella voce “Impianti e macchinari”.
Gli investimenti del periodo di 600 milioni di euro (349 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono riferiti principalmente alle attività Offshore (390 milioni di euro), Onshore (67 milioni di euro), Perforazioni Mare (101 milioni di euro) e Perforazioni Terra (36
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 a operare in Brasile nel campo Petrobras di Golfinho 2
(205 milioni di euro);
- la trasformazione di una seconda petroliera in un’ulteriore unità FPSO per la realizzazione di una commessa in Angola per conto
P&P nel campo Gimboa (8,5 milioni di euro);
- l’inizio dell’attività di costruzione del nuovo mezzo di perforazione semisommergibile Scarabeo 8, atto a operare in acque
profonde, e all’adeguamento del Perro Negro 4 (72,9 milioni di euro);
- il mantenimento e upgrading del parco mezzi esistente (206 milioni di euro);
- l’acquisto di mezzi e strutture necessarie per l’esecuzione del progetto nell’area Kashagan in Kazakhstan (30 milioni di euro);
- gli investimenti di potenziamento delle strutture operative in Kazakhstan e nel West Africa (35 milioni di euro);
- gli investimenti tecnici effettuati da Snamprogetti per 18 milioni di euro.
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono beni condotti in locazione finanziaria per 39 milioni di euro riferiti principalmente al contratto di locazione finanziaria per l’utilizzo della piattaforma per le perforazioni in acque profonde Scarabeo 5.
Gli oneri finanziari capitalizzati nell’esercizio, determinati adottando il tasso di interesse medio del 5,80%, ammontano a 14 milioni di euro (2 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:
(%)
Fabbricati
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
2,50
7,00
3,75
12,00
-
12,50
25,00
67,00
20,00
Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro di 29 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 93 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.
Non ci sono contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari (3 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Il totale degli impegni su investimenti in corso di esecuzione alla data del 31 dicembre 2006 ammonta a 395 milioni di euro.
108
Leasing finanziario
Il valore al 31 dicembre 2006 dei mezzi in leasing viene analizzato come segue:
Canone
Debito residuo
al 31.12.2006
Da 1 a 2 anni
Da 2 a 5 anni
40
3
43
37
2
39
2
1
3
7
2
9
7
2
9
-
Tasso medio (%)
Valore
al 31.12.2006
Impianti di perforazione terra
Totale
Valore
al 31.12.2005
Oggetto
del leasing
(milioni di euro)
3,60
3,84
Il valore della piattaforma Scarabeo 5 comprende il costo residuo da ammortizzare delle migliorie e delle manutenzioni cicliche,
eseguite sul mezzo, che ammontano complessivamente a 9 milioni di euro al 31 dicembre 2005 e 2006.
8
Altre
variazioni
Saldo finale
netto
Saldo finale
lordo
Fondo
ammortamento
e svalutazione
6
-
(1)
-
-
5
10
5
6
2
-
5
1
-
(8)
(1)
-
1
2
1
2
(1)
-
6
1
2
1
90
38
2
18
84
37
17
823
837
8
14
(1)
(11)
1
5
3
4
834
849
834
992
143
Ammortamenti
e svalutazioni
Variazione area
di consolidamento
Attività immateriali a vita utile definita
Costi di sviluppo
Diritti di brevetto industriale e diritti
di utilizzazione delle opere di ingegno
Concessioni, licenze e marchi
Immobilizzazioni in corso e acconti
Altre immobilizzazioni immateriali
Attività immateriali a vita utile indefinita
Avviamento
Totale
Investimenti
(milioni di euro)
Saldo iniziale
netto
Le attività immateriali di 849 milioni di euro (837 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
I costi di sviluppo di 5 milioni di euro riguardano essenzialmente l’implementazione di software e 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 6 milioni di euro comprendono principalmente
i costi sostenuti per l’implementazione nelle controllate dei moduli SAP (6 milioni di euro nell’esercizio 2005).
L’avviamento di 834 milioni di euro si riferisce alla differenza fra il prezzo di acquisto, comprensivo degli oneri accessori, e il patrimonio netto di Saipem sa (783 milioni di euro), di Sofresid sa (21 milioni di euro), del Gruppo Moss Maritime (15 milioni di euro),
di Snamprogetti SpA (3 milioni di euro), di Saipem India Project Services Ltd (2 milioni di euro), di Saipem Energy International
SpA (2 milioni di euro), di Energy Maintenance Services SpA (1 milione di euro) e di Saipem Triune (7 milioni di euro).
Ai fini della determinazione del valore recuperabile l’avviamento è stato allocato alle seguenti cash generating unit:
(milioni di euro)
31.12.2006
Offshore
Onshore
Totale
425
409
834
109
Il valore recuperabile delle cash generating unit è determinato sulla base dei flussi di cassa attesi stimati partendo dai valori del
Piano strategico quadriennale (2007-2010), 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.
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:
(%)
Costi di sviluppo
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere di ingegno
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili (inclusi nei “diritti di brevetto”)
Altre immobilizzazioni immateriali
9
20,00
6,66
20,00
20,00
- 20,00
- 7,50
- 20,00
- 33,00
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
1
107
108
(10)
(10)
(1)
(1)
Fondo
svalutazione
(1)
(22)
(23)
Valore finale netto
(1)
(3)
(4)
Altre
variazioni
1
36
37
Differenze cambio
da conversione
1
1
Variazione area
di consolidamento
Minusvalenze
da valutazione
al patrimonio netto
2
36
38
Decremento
per dividendi
Plusvalenze
da valutazione
al patrimonio netto
Partecipazioni in imprese controllate
Partecipazioni in imprese collegate
Totale
Acquisizioni
e sottoscrizioni
(milioni di euro)
Valore iniziale
netto
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 146 milioni di euro (38 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si
analizzano come segue:
2
144
146
-
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate al 31 dicembre 2006 sono dettagliate nell’Area di consolidamento al 31
dicembre 2006.
I proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 37 milioni di euro riguardano principalmente Gaztransport et
Technigaz sas (27 milioni di euro), Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC (4 milioni di euro) e Doris Engineering sa (3 milioni
di euro).
Le minusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 4 milioni di euro riguardano principalmente TSKJ - Serviços
de Engenharia Lda (3 milioni di euro).
I decrementi per dividendi di 23 milioni di euro riguardano principalmente Gaztransport et Technigaz sas (18 milioni di euro) e
Tchad Cameroon Maintenance BV (2 milioni di euro).
La variazione dell’area di consolidamento pari a 108 milioni di euro deriva dall’inclusione al 31 dicembre 2006 delle partecipazioni di Snamprogetti. Si segnala che la società Saipem Logistics Services Ltd è stata consolidata con il metodo integrale, rispetto
al metodo del patrimonio netto utilizzato nel precedente esercizio, determinando una variazione di 1 milione di euro.
110
Saipem Logistics Services Ltd
Conception Maintenance Petrochimique de l’Ouest
Saipem Engineering Nigeria Ltd
Snamprogetti Engineering BV
Totale controllate
Gaztransport et Technigaz sas
Tchad Cameroon Maintenance BV
Kwanda Suporto Logistico Lda
TSKJ - Serviços de Engenharia Lda
LNG - Serviços e Gestão de Projectos Lda
Fertlizantes Nitrogenados de Oriente CEC
Tecnoprojecto Internacional Projectos e Realizações Industriais SA
Valore netto
al 31.12.2006
(milioni di euro)
Valore netto
al 31.12.2005
Partecipazione
del Gruppo (%)
Il valore di iscrizione netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto si riferisce alle seguenti imprese:
1
1
2
20
7
4
2
-
1
1
2
29
9
2
3
8
2
88
1
1
3
36
1
144
100,00
99,97
98,96
100,00
30,00
40,00
40,00
40,00
25,00
25,00
20,00
42,50
50,00
Altre partecipazioni minoritarie
Totale collegate
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 le partecipazioni detenute da Saipem sa.
I valori relativi all’ultimo bilancio disponibile delle imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto sono i seguenti:
31.12.2006
(milioni di euro)
Totale attività
Totale passività
Ricavi
Utile (perdita) dell’esercizio
3
1
2
1
Il totale delle attività e delle passività delle imprese controllate non rappresenta un importo significativo e, pertanto, gli effetti
delle esclusioni dal consolidato non assumono rilevanza.
10
5
5
-
Fondo
svalutazione
-
Valore netto
al 31.12.2006
-
Altre
variazioni
-
Differenze cambio
da conversione
Svalutazioni
4
4
Variazione area di
consolidamento
Rivalutazioni
Partecipazioni in altre imprese
Totale
Acquisizioni
e sottoscrizioni
(milioni di euro)
Valore netto
al 31.12.2005
Le altre partecipazioni di 9 milioni di euro (4 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
-
4
5
9
-
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate al 31 dicembre 2006 sono indicate nell’Area di consolidamento al 31 dicembre 2006.
La voce partecipazioni in imprese collegate si riferisce alla società Rosfin Srl.
La variazione dell’area di consolidamento deriva esclusivamente dall’inserimento delle partecipazioni di Snamprogetti al 31
dicembre 2006 e si riferisce alle società Chambal Fertilisers and Chemicals Ltd (3 milioni di euro), Nagarjuna Fertilisers and
Chemicals Ltd (1 milione di euro) e Karnaphuli Fertilizer Co Ltd (1 milione di euro).
111
11
Le altre attività finanziarie di 40 milioni di euro si analizzano come segue:
(milioni di euro)
31.12.2005
31.12.2006
-
37
3
40
Crediti finanziari immobilizzati strumentali all’attività operativa
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (IRS)
Totale
I crediti finanziari immobilizzati strumentali all’attività operativa sono totalmente riconducibili a Snamprogetti SpA.
I crediti finanziari, non strumentali all’attività operativa, si riferiscono alla valutazione del contratto di copertura su interessi (IRS)
stipulato dalla Capogruppo (3 milioni di euro).
12
Le attività per imposte anticipate ammontano a 47 milioni di euro (68 milioni di euro al 31 dicembre 2005). L’analisi relativa è sviluppata nella nota 21.
13
Altre attività
Le altre attività di 11 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti commerciali
Altri crediti
Totale
31.12.2005
31.12.2006
6
11
17
11
11
Gli altri crediti si riferiscono, principalmente, a contribuzioni erogate in forza di vincoli normativi locali a enti statali e destinati a
essere rimborsati alla società erogante per un periodo stabilito di tempo (venti anni) per 4 milioni di euro e a crediti vantati verso
amministrazioni finanziarie estere per 2 milioni di euro.
Passività correnti
14
Le passività finanziarie a breve termine di 1.865 milioni di euro (1.192 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Banche
Altri finanziatori
Totale
31.12.2005
31.12.2006
50
1.142
1.192
139
1.726
1.865
Le passività finanziarie a breve termine aumentano di 673 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 programmato nel periodo.
Le quote a breve di passività finanziarie a lungo termine di 41 milioni di euro (230 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono commentate alla nota 18 “Passività finanziarie a lungo termine”.
112
L’analisi dei debiti finanziari per erogante, per valuta e tasso di interesse medio è la seguente:
Società erogante
Enifin SpA
Enifin SpA
Enifin SpA
Eni Coordination Center SA
Eni International Bank
Terzi
Terzi
Terzi
Totale
Valuta
Euro
Dollaro USA
Franco svizzero
Euro
Dollaro USA
Corona norvegese
Franco svizzero
Dollaro australiano
Lira sterlina
Dollaro USA
Ryal saudita
Altre
Euro
Dollaro USA
Altre
Importo
728
5
162
54
4
4
2
55
32
18
70
58
1.192
31.12.2006
31.12.2005
(milioni di euro)
Tasso %
Importo
da
a
2,326
3,738
2,369
3,809
2,569
3,621
3,942
0,548
3,854
10,100
2,338
4,871
2,313
0,888
3,871
2,182
4,621
19,100
Tasso %
da
1.382
4
3
234
27
1
24
28
4
92
66
1.865
a
2,625
3,159
3,738
3,188
5,559
3,303
4,366
5,410
6,473
3,188
4,808
5,201
0,153
4,116
5,453
6,096
variabile
Al 31 dicembre 2006 Saipem dispone di linee di credito non utilizzate per 739 milioni di euro (720 milioni di euro al 31 dicembre 2005). Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo non sono
significative.
15
I debiti commerciali e altri debiti di 4.434 milioni di euro (2.005 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti commerciali
Acconti e anticipi
Altri debiti
Totale
31.12.2005
31.12.2006
1.129
659
217
2.005
2.292
1.826
316
4.434
I debiti commerciali di 2.292 milioni di euro aumentano di 1.163 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 SpA e le sue divisioni) ammontano a 15 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Gli acconti e anticipi di 1.826 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 1.259 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 567 milioni di euro.
I debiti commerciali verso società del Gruppo Eni ammontano a 123 milioni di euro (23 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
I debiti commerciali rinvenienti dal consolidamento di Snamprogetti e delle sue controllate ammontano a 1.066 milioni di euro.
113
I debiti verso società a controllo congiunto, per la parte non consolidata, sono di seguito analizzati:
(milioni di euro)
Haldor Topsøe AS
ASG Scarl
Modena Scarl
Charville - Consultores e Serviços, Lda
Rodano Consortile Scarl
Saipem Triune Engineering Private Ltd
Totale
31.12.2005
31.12.2006
19
19
8
29
22
32
4
2
1
85
12
16
15
226
31.12.2005
31.12.2006
73
38
42
8
2
1
16
37
217
76
61
26
55
5
93
316
Gli altri debiti di 316 milioni di euro si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti verso:
- personale
- partner in joint venture
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
- compagnie di assicurazione
- creditori diversi per acconti
- consulenti e professionisti
- agenti
Altri debiti rappresentati da titoli di credito
Altri debiti
Totale
Gli altri debiti di Snamprogetti e delle sue controllate ammontano a 105 milioni di euro.
16
Le passività per imposte correnti di 187 milioni di euro (140 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte sul reddito
Altre imposte e tasse
Totale
31.12.2005
31.12.2006
71
69
140
100
87
187
Le passività per imposte correnti ammontano a 187 milioni di euro con un aumento di 47 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Le imposte sul reddito riguardano debiti verso le amministrazioni locali per imposte sul reddito per 100 milioni di euro
(verso amministrazione finanziaria italiana 43 milioni di euro, e verso amministrazioni finanziarie estere 57 milioni di euro).
L’incremento delle imposte sul reddito di 29 milioni di euro è dovuto all’aumento della base imponibile connessa alla maggiore
attività del Gruppo espressa nell’esercizio.
La voce “Altre imposte e tasse” riguarda debiti verso le amministrazioni locali per Iva (39 milioni di euro), per ritenute da versare
(19 milioni di euro), per altri rapporti (29 milioni di euro).
L’ammontare delle passività per imposte correnti riconducibile al Gruppo Snamprogetti è pari a 55 milioni di euro, di cui 44 milioni di euro rappresentati da imposte sul reddito e 11 milioni di euro da altre imposte e tasse.
114
17
Altre passività
Le altre passività di 103 milioni di euro (66 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Fair value su contratti derivati non qualificati di copertura
Fair value su contratti derivati qualificati di copertura
Altre passività
Totale
31.12.2005
31.12.2006
22
38
6
66
26
52
25
103
Il fair value netto su contratti derivati di 25 milioni di euro riguarda principalmente crediti e debiti per i quali sono stati stipulati
contratti di copertura 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 euro)
Iscrizione fair value attivo su contratti derivati
Iscrizione fair value passivo su contratti derivati
Storno ratei e risconti su differenze cambio su derivati
Totale
31.12.2005
31.12.2006
23
(60)
(31)
(68)
103
(78)
25
1) Contratti derivati qualificati di copertura:
- contratti su tassi di interesse
. interest rate swap
- contratti a termine (componente Spot)
. acquisti
. vendite
Totale
2) Contratti derivati non qualificati di copertura (componente Spot):
- contratti a termine
. acquisti
. vendite
Totale
3) Contratti derivati (componente Forward):
- contratti a termine
. acquisti
. vendite
Totale
4) Contratti derivati non qualificati di copertura:
- contratti a termine su merci
Totale
Fair
value
attivo
(milioni di euro)
Fair
value
passivo
Il fair value relativo all’IRS, pari a 3 milioni di euro, è classificato nella voce “Altre attività finanziarie” indicato nella nota 11.
Il fair value passivo, pari a 78 milioni di euro, è riconducibile per 29 milioni di euro a Saipem e per 49 milioni di euro a Snamprogetti.
Le variazioni dei fair value dei contratti derivati di copertura rilevate alla voce “Altre riserve” del patrimonio netto ammonta a
118 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 8.115 milioni di euro (5.949 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e riguardano impegni su valute per 7.301 milioni di euro (fair value positivo per 27 milioni di euro), su tassi di interesse per 800 milioni
di euro (fair value positivo per 3 milioni di euro) e su merci per 14 milioni di euro (fair value negativo per 2 milioni di euro).
Le altre passività ammontano a 25 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e includono canoni di affitto per 1 milione di euro e altre passività per 24 milioni di euro.
Le altre passività riconducibili al Gruppo Snamprogetti sono pari a 82 milioni di euro.
Le altre passività verso imprese del Gruppo Eni ammontano a 87 milioni di euro.
Nella tabella seguente sono riportate le informazioni relative al fair value degli strumenti derivati per tipologia di contratto:
3
-
4
80
84
45
7
52
2
45
47
36
1
37
1
(29)
(28)
(17)
4
(13)
106
2
78
115
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
18
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine
(milioni di euro)
31.12.2006
31.12.2005
Le passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine di 926 milioni di euro (714 milioni di euro al
31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Quote
a breve
termine
Quote
a lungo
termine
Totale
Quote
a breve
termine
Quote
a lungo
termine
Totale
75
155
230
299
185
484
374
340
714
37
4
41
543
342
885
580
346
926
Banche
Altri finanziatori
Totale
Le stesse sono di seguito evidenziate con le relative scadenze:
-
200
200
-
-
Oltre
68
342
410
2012
37
4
41
2011
2009
580
346
926
2010
2008
2007-2013
2007-2013
2007
Banche
Altri finanziatori
Totale
2006
Tipo
Scadenza
(milioni di euro)
275
275
Le passività finanziarie a lungo termine di 926 milioni di euro aumentano di 212 milioni di euro per effetto principalmente dell’assunzione di nuovi debiti contratti verso banche.
Saipem ha stipulato con Interbanca SpA accordi di finanziamento per 75 milioni di euro che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato. Saipem ha rispettato le condizioni concordate.
116
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:
Società erogante
Valuta
Sofid SpA
Enifin SpA
Serleasing SpA
Terzi
Terzi
Terzi
Terzi
Terzi
Euro
Dollaro USA
Euro
Euro
Dollaro USA
Corona danese
Euro
Dollaro USA
Lira sterlina
Rublo
Terzi
Enifin SpA (IRS)
Totale
Altre
Euro
Scadenze
31.12.2006
31.12.2005
(milioni di euro)
Importo
Tasso %
Importo
da
a
2007
2007
2007
2008
2009
2007
2007-2010
2007
2007-2011
2007
150
10
372
19
147
9
2,562
3,124
2,380
3,871
6,053
10,500
2,425
4,621
-
7
91
776
31
-
2007
2007
7
714
-
-
21
926
Tasso %
da
a
3,900
5,473
3,072
5,310
-
3,840
6,223
-
(*)
(*)
-
-
(*) Variabile.
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 776 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:
(%)
Euro
Dollaro USA
Lira sterlina
2005
2006
2,49-3,20
4,48-4,87
4,57-4,62
3,23-4,13
5,16-5,67
5,18-5,41
117
Correnti
Non
correnti
Totale
Correnti
Non
correnti
Totale
877
-
877
1.283
-
1.283
-
-
-
39
-
39
877
17
50
75
299
877
17
50
374
4
1.326
45
139
37
3
543
4
1.326
48
139
580
1.046
-
1.046
1.704
-
1.704
-
167
167
3
95
98
96
155
1.405
528
18
484
484
96
173
1.889
1.012
22
1
1.861
535
247
882
882
22
248
2.743
1.417
(milioni di euro)
A. Disponibilità liquide equivalenti
B. Disponibilità liquide equivalenti:
- crediti finanziari non strumentali correnti
scadenti entro 90 giorni
C. Titoli disponibili per la vendita e da mantenere
fino alla scadenza
D. Liquidità (A+B+C)
E. Crediti finanziari
F. Passività finanziarie a breve termine verso banche
G. Passività finanziarie a lungo termine verso banche
H. Passività finanziarie a breve termine
verso entità correlate
I. Passività finanziarie a lungo termine
L. Altre passività finanziarie a breve termine
M. Altre passività finanziarie a lungo termine
N. Indebitamento finanziario lordo (-E+F+G+H+I+L+M)
O. Indebitamento finanziario netto (N-D)
31.12.2006
31.12.2005
L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” nella “Relazione sull’andamento della gestione” è la seguente:
L’indebitamento finanziario netto include l’attività finanziaria relativa al contratto di IRS mentre non include il fair value su contratti derivati indicato nella nota 6 “Altre attività “ e nota 17 “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 a titoli emessi dallo Stato italiano (Btp) rinvenienti dall’inserimento nel campo di consolidamento di Snamprogetti.
I crediti finanziari di 45 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 una società collegata e i crediti finanziari rinvenienti dal
consolidamento di Snamprogetti.
19
118
3
3
59
65
(1)
(6)
(1)
(30)
(38)
27
8
2
62
99
9
2
1
66
78
(2)
(36)
(38)
Saldo finale
23
8
5
1
34
71
Altre variazioni
Utilizzi
31.12.2005
Fondo per imposte
Fondo rischi per contenziosi
Fondo copertura perdite di imprese partecipate
Fondo per esodi agevolati
Altri fondi
Totale
31.12.2006
Fondo per imposte
Fondo rischi per contenziosi
Fondo copertura perdite di imprese partecipate
Fondo per esodi agevolati
Altri fondi
Totale
Accantonamenti
(milioni di euro)
Saldo iniziale
I fondi per rischi e oneri di 178 milioni di euro (99 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
2
3
(3)
(1)
1
27
8
2
62
99
1
1
1
36
39
37
9
2
2
128
178
Il fondo per imposte di 37 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 a Snamprogetti è pari a 1 milione di euro.
Il fondo rischi per contenziosi ammonta a 9 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 le perdite delle imprese partecipate che eccedono il valore di carico della partecipazione. Il fondo si riferisce principalmente agli accantonamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni detenute dalla Saipem sa.
Gli altri fondi ammontano a 128 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 e 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 a Snamprogetti ammontano a 105 milioni di euro.
20
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. Gli stessi accolgono la stima delle obbligazioni, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all’atto della
cessazione del rapporto di lavoro.
A partire dal 1° gennaio 2007 la Legge Finanziaria e relativi decreti attuativi hanno introdotto modificazioni rilevanti nella disciplina del TFR, tra cui la scelta del lavoratore in merito alla destinazione del proprio TFR maturando. In particolare, i nuovi flussi di
TFR potranno essere indirizzati dal lavoratore a forme pensionistiche prescelte oppure mantenuti in azienda (nel qual caso quest’ultima verserà i contributi TFR a un conto di tesoreria istituito presso l’INPS). Allo stato attuale, lo stato di incertezza interpretativa della sopra citata norma di recente emanazione, le possibili differenti interpretazioni della qualificazione secondo IAS 19
del TFR maturando e le conseguenti modificazioni sui calcoli attuariali relativamente al TFR maturato, nonché l’impossibilità di
stimare le scelte attribuite ai dipendenti sulla destinazione del TFR maturando (per le quali il singolo dipendente ha tempo sino
al 30 giugno prossimo) rendono prematura ogni ipotesi di modifica attuariale del calcolo del TFR maturato al 31 dicembre 2006.
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), il
piano di incentivazione monetaria differita 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. Il piano di incentivazione monetaria differita accoglie la stima dei compensi variabili in relazione alle
performance aziendali che saranno erogati nel 2009 ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi individuali prefissati.
I fondi per benefici ai dipendenti di 169 milioni di euro si analizzano come segue:
(milioni di euro)
TFR
Fondo pensione Italia ed estero
FISDE
Piani di incentivazione monetaria differita
Premi di anzianità
Totale
31.12.2005
31.12.2006
35
40
5
8
88
77
62
14
5
11
169
119
Piani pensione
con attività
al servizio
del piano
Il valore attuale dei benefici a lungo termine dei dipendenti è il seguente:
TFR
Passività
lorda
Attività
al servizio
del piano
(milioni di euro)
31.12.2005
Valore attuale del piano all’inizio dell’esercizio
Variazione area di consolidamento
Costo corrente
Oneri finanziari
Rendimento delle attività al servizio del piano
Contributi versati
Utili (perdite) attuariali
Benefici pagati
Modifiche del piano, riduzioni ed estensioni
Differenze cambio da conversione e altre variazioni
Valore attuale del piano alla fine dell’esercizio
31.12.2006
Valore attuale del piano all’inizio dell’esercizio
Variazione area di consolidamento
Costo corrente
Oneri finanziari
Contributi versati
Utili (perdite) attuariali
Benefici pagati
Modifiche del piano, riduzioni ed estensioni
Differenze cambio da conversione e altre variazioni
Valore attuale del piano alla fine dell’esercizio
Passività
netta
Altri benefici
a lungo
termine
Totale
35
4
1
(2)
(3)
35
61
4
(8)
14
1
72
8
1
2
(2)
14
23
53
4
(1)
(2)
(6)
1
49
11
2
(1)
12
99
8
3
(1)
(2)
(3)
(9)
1
96
35
43
8
3
3
(10)
82
72
42
23
3
(1)
(3)
(4)
(14)
(3)
115
23
33
3
3
1
(1)
(14)
48
49
9
23
3
(3)
(4)
(4)
(3)
(3)
67
12
10
5
1
(1)
2
29
96
62
36
7
(3)
(4)
(1)
(14)
(1)
178
Altri benefici
a lungo termine
Totale
31.12.2005
Valore attuale dell’obbligazione
Utili (perdite) attuariali non rilevate
Costo relativo alle prestazioni di lavoro passate non rilevate
31.12.2006
Valore attuale dell’obbligazione
Utili (perdite) attuariali non rilevate
35
35
49
(9)
40
12
1
13
96
1
(9)
88
82
(5)
77
67
(5)
62
29
1
30
178
(9)
169
TFR
(milioni di euro)
Piani pensione
con attività
al servizio
del piano
(passività netta)
Il valore attuale dell’obbligazione relativa agli altri benefici a lungo termine di 29 milioni di euro (12 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguarda il FISDE per 13 milioni di euro (5 milioni di euro al 31 dicembre 2005), i premi di anzianità per 11 milioni di
euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e l’incentivo monetario differito per 5 milioni di euro.
La riconciliazione delle passività nette per benefici a lungo termine dei dipendenti rilevate nello stato patrimoniale è la seguente:
Il fondo relativo agli altri benefici a lungo termine di 30 milioni di euro (13 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguarda il FISDE
per 14 milioni di euro, i premi di anzianità per 11 milioni di euro (rispettivamente, 5 e 8 milioni di euro al 31 dicembre 2005), e i
piani di incentivo monetario differito per 5 milioni di euro.
120
4
1
5
4
(1)
1
(1)
3
2
1
3
8
3
(1)
1
1
(1)
11
8
3
11
23
3
(2)
1
25
5
1
6
36
7
(2)
1
42
Totale
Altri benefici
a lungo
termine
Esercizio 2005
Costo corrente
Oneri finanziari
Ammortamento del costo relativo alle prestazioni di lavoro passate
Ammortamento utili/perdite attuariali
Effetto economico della riduzione ed estensione del piano
Totale costi
Esercizio 2006
Costo corrente
Oneri finanziari
Rendimento atteso del diritto di rimborso
Totale costi
Piani pensione
con attività
al servizio
del piano
(milioni di euro)
TFR
I costi per benefici a lungo termine dei dipendenti rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
Esercizio 2005
Principali ipotesi attuariali:
- tassi di sconto
- tasso tendenziale di crescita dei salari
- tassi di rendimento attesi delle attività al servizio del piano
- tasso di inflazione
Esercizio 2006
Principali ipotesi attuariali:
- tassi di sconto
- tasso tendenziale di crescita dei salari
- tassi di rendimento attesi delle attività al servizio del piano
- tasso di inflazione
4,5
2,1
4,0
2,0
Altri benefici
a lungo
termine
Piani pensione
con attività
al servizio
del piano
(%)
TFR
I costi relativi agli altri benefici a lungo termine di 6 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano essenzialmente il beneficio monetario differito e il FISDE.
Le principali ipotesi attuariali utilizzate per la valutazione dei benefici a lungo termine dei dipendenti sono le seguenti:
4,7-7,9
3,0-6,8
7,2
2,0-4,9
4,5-6,0
4,0-13,0
2,0-12,0
4,0-7,5
2,0-10,0
4,0-4,25
2,0-2,3
2,0
31 dicembre 2006
Azioni
Obbligazioni
Attività immobiliari
Altro
Rendimento
atteso
(%)
Attività
al servizio
del piano
Il rendimento atteso delle attività al servizio del piano è stato determinato facendo riferimento alle quotazioni espresse in mercati regolamentati. Con riferimento agli istituti italiani sono state adottate le tavole demografiche redatte dalla Ragioneria Generale
dello Stato (RG48).
Le attività al servizio dei piani pensione esteri si analizzano come segue:
13,0
7,4
0,5
79,1
7,6
5,0
7,6
7,5
121
Incremento
dell’1%
Decremento
dell’1%
Il rendimento effettivo delle attività al servizio del piano è stato di 3 milioni di euro (5 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Con riferimento ai piani medici, gli effetti derivanti da una modifica dell’1% delle ipotesi attuariali dei costi relativi all’assistenza
medica sono di seguito indicati:
(milioni di euro)
Effetto sui costi correnti e costi per interessi
Effetto sull’obbligazione netta
2
(1)
Piani pensione
esteri
FISDE
Altri
(%)
TFR
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani a benefici definiti nell’esercizio successivo ammonta a 4 milioni di
euro.
L’analisi delle variazioni della passività attuariale netta rispetto all’esercizio precedente derivanti dalla non corrispondenza delle
ipotesi attuariali adottate nell’esercizio precedente con i valori effettivi riscontrati alla chiusura dell’esercizio è di seguito indicata:
-
3
(3)
-
3
(3)
4
-
1
-
-
5
-
2005
Effetto sulle attività al servizio del piano
2006
Effetto sulle attività al servizio del piano
21
Utilizzi
20
20
66
66
(17)
(17)
14
14
31.12.2006
Accantonamenti
Totale
31.12.2005
(milioni di euro)
Differenze
di cambio
e altre variazioni
Le passività per imposte differite di 83 milioni di euro (20 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili.
83
83
L’ammontare riconducibile a Snamprogetti è pari a 30 milioni di euro.
Le passività nette per imposte differite si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte sul reddito differite
Imposte sul reddito anticipate compensabili
Imposte sul reddito anticipate non compensabili
Attività (Passività) nette per imposte anticipate
122
31.12.2005
(30)
10
(20)
68
48
31.12.2006
(188)
105
(83)
47
(36)
Differenze
di cambio
e altre variazioni
31.12.2006
Imposte sul reddito anticipate:
- accantonamenti per svalutazione crediti, rischi e oneri non deducibili
- perdite fiscali portate a nuovo
- svalutazione di attività e rimanenze non deducibili
- altre
Utilizzi
Imposte sul reddito differite:
- ammortamenti anticipati ed eccedenti
- riserve non distribuite delle partecipate
- altre
Accantonamenti
(milioni di euro)
31.12.2005
La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per imposte differite è la seguente:
(8)
(16)
(6)
(30)
(25)
(22)
(19)
(66)
17
17
(109)
(109)
(33)
(38)
(117)
(188)
10
81
1
36
128
4
14
(1)
(12)
(2)
(59)
(74)
1
35
5
66
107
14
118
4
131
267
12
(76)
(115)
(62)
(45)
31
(78)
152
(36)
a dedurre:
- svalutazione delle imposte sul reddito anticipate
(50)
Attività (Passività) nette per imposte anticipate
78
48
88
106
(1)
105
39
La voce differenze cambio e altre variazioni si riferisce principalmente all’inserimento nell’area di consolidamento delle società
del Gruppo Snamprogetti.
La svalutazione delle imposte sul reddito anticipate di 115 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.
2007
2008
2009
2010
2011
oltre 2011
Illimitatamente
Totale
Imprese
estere
(milioni di euro)
Imprese
italiane
Perdite fiscali
Secondo la normativa fiscale italiana, le perdite possono essere portate a nuovo nei cinque esercizi successivi a eccezione delle
perdite sofferte nei primi tre esercizi di vita dell’impresa che possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali
delle imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamente superiore a 5 esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde all’aliquota del 33% per le imprese italiane e a un’aliquota media del
29% per le imprese estere.
Le perdite fiscali ammontanti a 398 milioni di euro sono riferibili esclusivamente alle imprese estere e sono utilizzabili entro i
seguenti esercizi:
-
4
13
15
37
3
326
398
123
22
Altre passività
Le altre passività di 1 milione di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Totale
31.12.2005
31.12.2006
1
1
1
1
Le altre passività ammontano a 1 milione di euro, riconducibile a debiti di natura commerciale di una controllata estera del Gruppo.
Patrimonio netto
23
Patrimonio netto di terzi
Il patrimonio netto di competenza di terzi azionisti ammonta al 31 dicembre 2006 a 4 milioni di euro con un decremento rispetto al 31 dicembre 2005 di 9 milioni di euro dovuto principalmente all’acquisto, da Eni SpA, del 50% del capitale della controllata
Energy Maintenance Services SpA.
L’utile di periodo e il patrimonio netto di competenza di terzi azionisti sono riferiti alle seguenti imprese:
(milioni di euro)
Altre
Totale
24
31.12.2006
10
3
13
3
1
4
31.12.2005
31.12.2006
Patrimonio netto di Saipem
(milioni di euro)
Capitale sociale
Riserva sopraprezzo delle azioni
Riserva legale
Riserva per acquisto di azioni proprie
Riserva per cash flow hedge
Riserva per differenze di cambio
Altre riserve
Utili relativi a esercizi precedenti
Utile del periodo
Azioni proprie
Totale
25
31.12.2005
441
49
58
10
(51)
18
2
899
255
(51)
1.630
441
55
65
16
67
(13)
7
632
384
(73)
1.581
Capitale sociale
Al 31 dicembre 2006, il capitale sociale di 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: 441.251.799 azioni ordinarie e 159.101 azioni 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.
124
26
Riserva sopraprezzo delle azioni
Ammonta al 31 dicembre 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.
27
Altre riserve
La voce altre riserve ammonta al 31 dicembre 2006 a 142 milioni di euro (37 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e si compone
come segue.
Riserva legale
Ammonta al 31 dicembre 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 dell’utile dell’esercizio 2005.
Riserva per cash flow hedge
La riserva è positiva per 67 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 31 dicembre 2006.
La riserva per cash flow hedge rinveniente dal consolidamento di Snamprogetti ammonta a 2 milioni di euro.
Riserva per differenze di cambio
La riserva è negativa per 13 milioni di euro e riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci espressi in moneta
diversa dall’euro.
Riserva per acquisto azioni proprie
Ammonta a 16 milioni di euro con un aumento di 6 milioni di euro rispetto al precedente esercizio. La variazione è riconducibile all’accantonamento per 48 milioni di euro, mediante utilizzo degli “Utili portati a nuovo”, a seguito di quanto deliberato dall’Assemblea societaria del 28 aprile 2006, che ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357, secondo comma, del codice civile, ad
acquistare per un periodo di 18 mesi dalla data della delibera assembleare, fino a un massimo di 2.400.000 azioni proprie del valore
nominale di 1 euro, per un prezzo non inferiore al loro valore nominale e non superiore del 5% rispetto il prezzo di riferimento registrato nel giorno di Borsa precedente ogni singolo acquisto, e comunque per un ammontare complessivo non superiore a 48 milioni di euro.
Relativamente alle n. 1.919.355 azioni proprie acquistate nel corso dell’esercizio, il relativo corrispettivo di 36 milioni di euro è
stato riclassificato alla voce “Azioni proprie”.
L’ulteriore decremento di 6 milioni di euro, come in precedenza commentato, è stato riclassificato alla “Riserva sopraprezzo delle
azioni”.
Altre riserve
La voce “Altre riserve” si incrementa di 5 milioni di euro rispetto al precedente esercizio e si riferisce all’attribuzione di una quota
parte dell’utile dell’esercizio 2005, secondo quanto disposto dall’art. 2426, 8-bis del codice civile. La voce inoltre comprende la
riserva di rivalutazione della Capogruppo, istituita in precedenti esercizi, per 2 milioni di euro.
125
28
Azioni proprie
Acquisti
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Totale
A dedurre azioni proprie assegnate:
- a titolo gratuito in applicazione piani di stock grant
- per sottoscrizione in applicazione piani di stock option
Azioni proprie in portafoglio al 31 dicembre 2006
2.125.000
1.395.000
3.284.589
1.919.355
8.723.944
(%)
Capitale sociale
(milioni di euro)
Costo
complessivo
(euro)
Costo medio
Numero azioni
Le azioni proprie in portafoglio ammontano a 73 milioni di euro (51 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e sono rappresentate
da n. 6.198.088 azioni ordinarie Saipem dal 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 e di stock grant; la movimentazione delle azioni nell’esercizio si analizza come segue:
6,058
7,044
10,700
18,950
10,800
13
10
35
36
94
0,48
0,32
0,74
0,43
1,97
11,750
73
1,40
602.400
1.923.456
6.198.088
Al 31 dicembre 2006 sono in essere impegni per l’assegnazione di n. 1.042.700 azioni a fronte dei piani di stock grant e di
5.404.088 azioni a fronte dei piani di stock option.
Il prezzo di esercizio delle stock option è di 6,187 euro per le assegnazioni 2002 (n. 929.088), di 6,821 euro per le assegnazioni
2003 (n. 527.500), di 7,594 euro per le assegnazioni 2004 (n. 1.029.500) e di 11,881 euro per le assegnazioni 2005 (n. 953.000).
Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option e stock grant sono fornite alla nota 33.
126
Totale
Patrimonio netto
di terzi
Totale
patrimonio netto
Utile del periodo
55
55
55
-
-
-
-
-
-
-
(109)
-
-
-
-
(109)
-
(109)
-
-
-
-
-
-
(109)
14
14
-
-
-
14
(95)
-
14
(95)
Riporto a nuovo utile
e attribuzione a riserva legale
Costo stock option/stock grant
Totale
Saldi al 31.12.2005
Variazione del fair value derivati
cash flow hedge,
Totale
Riporto a nuovo utile
e attribuzione a riserva legale
Effetto acquisto Snamprogetti
Riapertura riserve Snamprogetti
Variazione riserve Snamprogetti
Acquisto 50% EMS SpA
Costo stock option/stock grant
Totale
Saldi al 31.12.2006
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(65)
-
(65)
-
(65)
-
3
-
-
-
-
167
24
(170)
-
(29)
-
(29)
-
-
-
-
-
5
5
-
5
2
-
3
58
-
-
4
4
18
-
196
899
-
-
-
-
-
116
-
116
-
-
-
(19)
97
-
(19)
97
-
(82)
-
(82)
(22)
-
(22)
441
-
(13)
(13)
49
-
22
22
(22)
-
21
21
21
-
58
58
-
(12)
12
-
(11)
(11)
10
-
(51)
-
706
4
(12)
698
5
703
-
-
-
-
-
-
-
116
-
-
-
-
-
-
116
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6
5
-
7
-
-
6
-
-
161
(12)
-
-
-
-
-
-
(34)
36
-
3
(9)
-
(442)
29
(3)
441
6
55
5
7
7
65
-
6
16
2
67
(6)
(12)
(13)
(267)
632
(19)
(19)
-
197
38
235
235
255
(235)
255
384
(82)
(173)
(255)
384
Azioni proprie
2
2
2
-
Utili relativi
a esercizi
precedenti
62
62
62
-
Riserva
per differenze
cambio
da conversione
441
441
441
-
Riserva
per cash flow
hedge
Saldi al 31.12.2004
Effetto prima applicazione IAS
Annullamento differenze di cambio
Saldi al 31.12.2004 rettificati
Effetto applicazione IAS 32 e 39
Saldi al 1.1.2005 rettificati
Variazione del fair value derivati
cash flow hedge,
Totale
(milioni di euro)
Riserva
per acquisto
azioni proprie
Riserva legale
1.503
42
1.545
19
1.564
259
Altre riserve
9
9
9
4
Riserva
per sopraprezzo
delle azioni
- 1.494
42
- 1.536
(22)
19
(22) 1.555
255
Capitale
Riserva
per azioni proprie
in portafoglio
Prospetto delle variazioni nei conti di patrimonio netto consolidato
(29)
-
4
(29)
(85)
(51) 1.630
384
(22)
-
(442)
(31)
56
(3)
(6)
(22) (530)
(73) 1.581
13
3
(12)
-
4
(85)
1.643
387
(442)
(31)
56
(12)
(3)
(6)
(12) (542)
4 1.585
127
(milioni di euro)
Come da bilancio di esercizio di Saipem SpA
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci comprensivi
dei risultati di periodo, rispetto ai valori di carico
delle partecipazioni in imprese consolidate
Rettifiche di consolidamento,
al netto dell’effetto fiscale, per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente
patrimonio netto contabile
- eliminazione di utili infragruppo non realizzati
- altre rettifiche
Totale patrimonio netto
Come da bilancio consolidato
29
31.12.2006
31.12.2005
31.12.2004
Prospetto di raccordo tra il patrimonio netto e il risultato di periodo di Saipem SpA con quelli consolidati
Patrimonio
netto
Utile
netto
Patrimonio
netto
Utile
netto
Patrimonio
netto
Utile
netto
700
61
693
121
762
156
361
302
511
186
394
242
770
(406)
120
1.545
(9)
1.536
(39)
(150)
64
238
(3)
235
759
(377)
57
1.643
(13)
1.630
(12)
32
(68)
259
(4)
255
676
(287)
40
1.585
(4)
1.581
3
(33)
19
387
(3)
384
Garanzie, impegni e rischi
Fidejussioni
Altre
garanzie
personali
Totale
Fidejussioni
Altre
garanzie
personali
Totale
43
379
6
428
16
1.264
486
1.766
59
1.643
486
6
2.194
38
683
3
724
16
3.754
443
4.213
54
4.437
443
3
4.937
(milioni di euro)
Imprese collegate
Imprese consolidate
Proprie
Altre
Totale
31.12.2006
31.12.2005
Garanzie
Le garanzie ammontano a 4.937 milioni di euro (2.194 milioni di euro a 31 dicembre 2005) così suddivise:
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 di Snamprogetti al 31 dicembre 2006 ammontano a 2.495 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 8.533
milioni di euro (6.310 milioni di euro al 31 dicembre 2005), comprensivo della quota parte del portafoglio ordini residuo al 31
dicembre 2006 riferibile alle imprese del Gruppo.
128
Contenziosi
Saipem, a seguito dell’acquisizione di Snamprogetti, è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati 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 perché l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) 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 tuttora in corso la procedura arbitrale, iniziata nel 2000,
nella quale è stato recentemente (con lodo parziale del 4 gennaio 2007) riconosciuto il diritto del Consorzio agli stessi danni.
Il giudizio arbitrale ora continua per la quantificazione dei citati prezzi e danni.
TAV ha, peraltro, già eccepito l’intervenuta revoca della convenzione. Infatti, il recente D.L. 31 gennaio 2007 n. 7 – convertito successivamente in legge – ha revocato la concessione, rilasciata a suo tempo dall’Ente Ferrovie dello Stato alla TAV SpA, relativa alla
realizzazione della tratta ferroviaria Alta Velocità Milano-Verona. Gli effetti di tale revoca si estendono alla convenzione che CEPAV
Due ha stipulato con TAV SpA in data 15 ottobre 1991.
A seguito dell’entrata in vigore del citato decreto, il Consorzio ha altresì attivato una seconda procedura arbitrale che mira a ottenere, fra l’altro, il risarcimento dei danni per inadempimenti contrattuali compiuti da TAV in data antecedente l’emanazione del
decreto legge. Tra i danni ipotizzati sono compresi anche i danni derivanti dall’avvenuta revoca della convenzione. TAV ha respinto tutti gli addebiti e ha eccepito comunque l’intervenuta revoca della convenzione. Gli arbitri nominati dalle parti devono ora
procedere alla nomina del Presidente del Collegio arbitrale per comporre così definitivamente il Collegio giudicante.
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) 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 e 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 e 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 800 milioni di euro).
CEPAV Uno 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 SpA, 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 a 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 (Eni 43,54%) 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 della TSKJ. 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, a Snamprogetti SpA (appaltatore dei servizi di ingegneria e approvvigionamento), uni-
129
tamente a EniPower, è stata notificata informazione di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle
persone giuridiche (ex art. 25 D.Lgs. 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.
Ricavi
Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i ricavi. Le variazioni più significative sono dettagliate nel “Commento
ai risultati economico-finanziari” nella “Relazione sull’andamento della gestione”.
30
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
Totale
2005
2006
4.470
58
4.528
7.058
459
7.517
2005
2006
198
774
758
647
482
1.416
198
55
4.528
773
1.093
1.052
2.109
372
1.570
545
3
7.517
e hanno la seguente articolazione per area geografica:
(milioni di euro)
Italia
Resto Europa
CSI
Resto Asia
Nord Africa
Africa Occidentale
Americhe
Australia, Oceania e resto del mondo
Totale
L’informativa richiesta dallo IAS 11, paragrafi 39, 40 e 42, viene riportata per settore di attività alla nota n. 40.
I ricavi realizzati da Snamprogetti nel 2006 ammontano a 2.288 milioni di euro.
I ricavi realizzati nei confronti di società del Gruppo Eni ammontano a 698 milioni di euro.
31
Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Proventi relativi al personale
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
Plusvalenze da vendite di immobilizzazioni
Rilascio fondo svalutazione crediti
Risarcimento danni
Altri proventi
Totale
Gli altri ricavi e proventi di Snamprogetti ammontano a 20 milioni di euro.
130
2005
2006
3
1
1
6
11
1
5
4
4
36
50
Costi operativi
Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i costi operativi. Le variazioni più significative sono dettagliate nel
“Commento ai risultati economico-finanziari” nella “Relazione sull’andamento della gestione”.
32
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
Costi per servizi
Costi per godimento di beni di terzi
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
Altri oneri
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
- variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
- contributi in conto esercizio
Totale
2005
2006
830
2.091
242
27
33
2.088
3.075
418
31
60
(32)
(35)
3.156
(59)
(37)
(2)
5.574
I costi per servizi comprendono compensi d’intermediazione per 26 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
La voce acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprende 2.022 milioni di euro rinvenienti dalla consuntivazione di
Snamprogetti e delle sue controllate.
Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri sono commentati alla nota 19 “Fondi per rischi e oneri”.
Gli altri oneri di 60 milioni di euro comprendono principalmente imposte indirette per 27 milioni di euro.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso società del Gruppo Eni ammontano a 103 milioni di euro.
33
Costo del lavoro
Il costo del lavoro si analizza come segue:
(milioni di euro)
Salari e stipendi
Oneri sociali
Oneri per programmi a benefici definiti
Trattamento di fine rapporto
Altri costi
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
Totale
2005
2006
631
121
11
4
56
875
187
31
11
70
(4)
819
(10)
1.164
I costi per il personale sostenuti da Snamprogetti ammontano a 246 milioni di euro.
Gli oneri relativi ai programmi a benefici definiti sono commentati alla nota 20 “Fondi per benefici ai dipendenti”.
Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Saipem
STOCK GRANT
Al 31 dicembre 2006 rimangono in essere impegni di assegnazione a titolo gratuito per n. 1.042.700 azioni ordinarie Saipem del
valore nominale di 1 euro. Gli impegni riguardano l’assegnazione 2004 per n. 580.600 azioni con un fair value di 7,225 euro per
azione e l’assegnazione 2005 per n. 462.100 azioni con un fair value di 11,756 euro per azione per i residenti e 11,972 per i non
residenti.
131
Valore di mercato
unitario (euro)
assegnatari
residenti in Italia
Valore di mercato
unitario (euro)
assegnatari
residenti in Francia
929.088
527.500
1.029.500
953.000
1.965.000
5.404.088
Vita media
residua (anni)
Piano 2002
Piano 2003
Piano 2004
Piano 2005
Piano 2006
Totale
Prezzo
di esercizio (euro)
Numero
di azioni
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 2006 è stato di 17,519 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 31 dicembre 2006 sono state assegnate n. 5.404.088 opzioni per l’acquisto di n. 5.404.088 azioni di Saipem SpA del valore
nominale di 1 euro.
6,187
6,821
7,594
11,881
17,519
3
4
6
7
6
n.d.
1,1928
2,0935
3,1029
5,7208
n.d.
1,1806
2,0085
2,9795
6,1427
Tasso di interesse privo di rischio (%)
Durata (anni)
Volatilità implicita (%)
Dividendi attesi (%)
2006
2005
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 settembre 2006, 23 agosto 2007 e 27 luglio 2008 per gli assegnatari residenti in Italia e fino al 30 settembre 2007, 23 agosto 2008 e 27 luglio 2009 per quelli residenti in Francia, e successivamente come americane. È 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. La particolarità dei diritti contenuti nel piano di stock option 2006 ha dato luogo a una valutazione basata sulla metodologia degli alberi trinomiali, che consente di trattare opzioni call di tipo americano su titoli che durante la propria vita staccano dividendi.
I parametri utilizzati sono stati:
- per gli assegnatari residenti in Italia:
Parte europea
Parte americana
2,490
3
30,120
1,690
3,510
5
30,120
1,525
4,010
6
28,500
1,300
Durata (anni)
132
2006
2005
- per gli assegnatari residenti in Francia:
Parte europea
Parte americana
2,634
4
30,750
1,890
3,550
3
30,750
0,915
4,060
7
28,500
1,300
Compensi spettanti al key management personnel
I compensi spettanti ai dirigenti che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati del Gruppo o che sono di
interesse strategico (cd. key management personnel) ammontano a 26 milioni di euro (19 milioni di euro nel 2005) e si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Salari e stipendi
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro
Stock grant/option
Totale
2005
2006
5
5
9
19
6
6
14
26
Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 1.360 migliaia di euro (1.261 migliaia di euro nel 2005). I compensi spettanti ai sindaci ammontano a 154 mila euro (144 mila euro nel 2005). I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra
somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o sindaco in Saipem SpA e in altre imprese incluse nell’area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Saipem.
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:
(numero)
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
Marittimi
Totale
31.12.2005
31.12.2006
291
1.814
8.640
12.371
239
23.355
401
2.925
11.522
14.076
239
29.163
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.
34
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Ammortamenti:
- attività materiali
- attività immateriali
Svalutazioni:
Totale
2005
2006
186
10
196
219
10
229
3
199
1
230
La voce ammortamenti e svalutazioni rinveniente da Snamprogetti ammonta a 15 milioni di euro.
133
35
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Differenze attive (passive) nette di cambio
Proventi (oneri) netti su contratti derivati realizzati
Proventi (oneri) netti su operazione di copertura da valutazione
Proventi (oneri) netti verso società finanziarie di Gruppo
Interessi netti verso banche
Interessi e altri oneri su debiti verso società finanziarie di Gruppo
Altri proventi (oneri) netti verso terzi
Totale
2005
(41)
17
(23)
1
(3)
(5)
(54)
2006
6
(24)
(23)
(34)
14
(42)
3
(100)
La voce proventi (oneri) finanziari riconducibile a Snamprogetti è sostanzialmente nulla.
36
L’effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto si analizza come segue:
(milioni di euro)
Proventi da valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi da partecipazioni
Dividendi
Totale
2005
2006
23
1
24
34
7
4
45
I proventi (oneri) su partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto relative a Snamprogetti ammontano a 1 milione
di euro.
I proventi su partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono commentati alla nota 9 “Partecipazioni valutate con
il metodo del patrimonio netto”.
37
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte correnti:
- imprese italiane
- imprese estere
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane
- imprese estere
Totale
2005
2006
53
52
47
104
(6)
(23)
76
(4)
10
157
Le imposte correnti ammontano a 151 milioni di euro e riguardano l’Ires per 29 milioni di euro, l’Irap per 18 milioni di euro e le
imposte estere per 104 milioni di euro.
L’incidenza delle imposte sull’utile dell’esercizio prima delle imposte è del 29,0% (22,7% nel 2005) a fronte dell’incidenza fiscale
teorica del 46,8% (48,0% 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.
134
L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva per i due periodi messi a confronto è la seguente:
(%)
2005
2006
Aliquota teorica
Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all’aliquota teorica:
- valore della produzione realizzata all’estero (Irap)
- minore incidenza fiscale sulle imprese estere e altre motivazioni
Totale variazioni
Aliquota effettiva
48,0
46,8
(11,1)
(14,2)
(25,3)
22,7
(10,4)
(7,4)
(17,8)
29,0
38
(Utile) Perdita di terzi azionisti
L’utile di pertinenza di terzi azionisti ammonta a 3 milioni di euro.
39
Utile per azione
L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile dell’anno di competenza del Gruppo per il numero medio ponderato
delle azioni di Saipem SpA in circolazione nell’esercizio, escluse le azioni proprie.
Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 435.253.726 e di 436.905.196 rispettivamente nel 2006 e nel 2005.
L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile dell’esercizio 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 31 dicembre 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 441.859.615 e di 441.015.262 rispettivamente per il 2006
e il 2005. 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:
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile semplice
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock option
Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile diluito
Utile netto di competenza Saipem
(milioni di euro)
(ammontari in euro per azione)
(ammontari in euro per azione)
31.12.2005
31.12.2006
436.905.196
1.589.000
2.349.580
171.486
441.015.262
255
0,59
0,59
435.253.726
1.042.700
5.404.088
159.101
441.859.615
387
0,88
0,89
135
40
Informazioni per settore di attività e per area geografica
Totale
3.811
1.016
2.795
241
96
3
1.331
110
1.221
49
35
21
447
145
302
54
49
-
232
22
210
21
19
-
-
5.821
1.293
4.528
365
199
24
281
14
1.310
1.439
43
20
28
499
458
10
47
181
110
-
14
107
64
-
1.004
1.562
46
362
42
3.101
3.633
99
4.156
964
3.192
300
108
5
405
17
1.512
1.354
13
3.801
101
3.700
164
49
40
70
138
2.655
2.990
116
532
167
365
103
53
102
226
122
-
291
31
260
32
20
37
137
71
-
1.554
2.127
49
8.780
1.263
7.517
599
230
45
614
155
6.084
6.664
178
Onshore
Non allocato
Partecipazioni
Attività correnti
Passività correnti
31 dicembre 2006
Ricavi netti della gestione caratteristica
a dedurre: ricavi infrasettori
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Partecipazioni
Attività correnti
Passività correnti
Perforazioni
Terra
31 dicembre 2005
Ricavi netti della gestione caratteristica
a dedurre: ricavi infrasettori
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Offshore
(milioni di euro)
Perforazioni
Mare
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 dalla IAS 14 i segmenti presentati sono passati da sette a quattro.
I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.
136
Perforazioni
Mare
Perforazioni
Terra
Non allocato
Totale
Ricavi netti della gestione caratteristica (a)
Variazione fondo perdite future (b)
Totale (a-b)
Anticipi da clienti
Fondo perdite future (c)
Lavori in corso (d)
Risconti (e)
Totale (c+d+e)
Onshore
(milioni di euro)
Offshore
Nella seguente tabella sono riportate le informazioni richieste dallo IAS 11 paragrafi 39, 40 e 42.
3.192
(22)
3.214
86
13
(111)
443
345
3.700
88
3.612
481
115
(664)
816
267
365
365
-
260
260
-
-
7.517
66
7.451
567
128
(775)
1.259
612
41
CSI
Resto Asia
Nord Africa
Africa Occidentale
Americhe
Non allocabili
Totale
2005
Investimenti in attività materiali
e immateriali
2
Attività materiali e immateriali
12
Attività direttamente attribuibili (correnti)
324
2006
Investimenti in attività materiali
e immateriali
8
36
Attività direttamente attribuibili (correnti) 1.031
Resto Europa
(milioni di euro)
Italia
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 a 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.
L’informativa relativa alla ripartizione dei ricavi per area geografica viene fornita nella nota n. 30.
4
110
537
107
62
103
1
66
244
7
70
8
93
256
8
49
157
225
2.348
1.410
362
2.740
3.101
17
90
997
68
117
524
11
62
1.467
7
2
202
31
111
1.093
14
297
399
458
2.479
371
614
3.194
6.084
Rapporti con parti correlate
Saipem SpA è una società controllata da Eni SpA. Le operazioni compiute da 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 di 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 seguente aggregazione:
- imprese controllate di Eni;
- imprese collegate di Eni;
- altre parti correlate.
137
Rapporti commerciali e diversi
I rapporti commerciali 31 dicembre 2005 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Eni SpA Divisione Exploration & Production
Naoc - Nigerian Agip Oil Co Ltd
Eni Congo SA
Snamprogetti SpA
Sofid SpA
Enifin SpA
Padana Assicurazioni SpA
Eni SpA Divisione Refining & Marketing
Serfactoring SpA
Agip Energy & Natural Resources (Nigeria) Ltd
Eni SpA
AgipFuel SpA
Eni SpA Divisione Gas & Power
Syndial SpA
Agip Karachaganak BV
Eni North Africa BV
Ieoc Exploration BV
Eni Dación BV
Eni Iran BV
Sieco SpA
Eni Algeria Production BV
Ieoc Production BV
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
Eni Corporate University SpA
Stoccaggi Gas Italia SpA
Raffineria di Gela SpA
Nigeria Agip Exploration Ltd
GreenStream BV
Imprese collegate di Eni
Totale rapporti con parti correlate
Totale generale
Incidenza (%)
138
Esercizio
2005
31.12.2005
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
59
99
5
1
3
2
3
-
4
1
10
1
6
4
1.855
-
9
1
9
1
1
3
4
2
10
1
1
2
7
6
4
233
1.265
18,42
4
10
1
1
38
1.129
3,37
-
-
1.859
2.194
84,73
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
Beni e servizi
Altri
4
9
-
1
4
1
2
49
1
-
168
205
9
1
2
-
-
2
15
830
1,81
6
11
2
1
78
2.091
3,73
26
8
3
31
13
11
20
4
14
10
20
21
7
2
110
685
4.528
15,13
-
I rapporti commerciali al 31 dicembre 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Eni SpA Divisione Exploration & Production
Eni Congo SA
EniPower SpA
Société pour la Construction du Gazoduc
Ecofuel SpA
Enifin SpA
Sofid SpA
Eni International Bank Ltd
Eni SpA Divisione Refining & Marketing
Eni SpA
EniPower Mantova SpA
Serfactoring SpA
Agip Energy & Natural Resources (Nigeria) Ltd
Praoil SpA
Polimeri Europa SpA
Servizi Aerei SpA
Engineering & Management Services SpA
AgipFuel SpA
Syndial SpA
Eni SpA Divisione Gas & Power
Agip Karachaganak BV
Snam Rete Gas SpA
Eni North Africa BV
Ieoc Exploration BV
Eni Iran BV
EniServizi SpA
Eni Algeria Production BV
Ieoc Production BV
Agip Oil Ecuador BV
Società EniPower Ferrara Srl
Eni Corporate University SpA
Eni Gas BV
Eni Dación BV
GreenStream BV
Imprese collegate Eni
Totale generale
Incidenza (%)
Esercizio
2006
31.12.2006
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
114
76
51
18
33
1
1
11
110
38
8
26
2
55
13
1
21
13
2
9
2
1
1
2
6
10
7
15
3
650
2.916
22,29
3
15
8
1
23
8
4
29
2
1
1
2
24
2
123
2.294
5,36
1
2.951
4
2
5
4
40
3.007
4.936
60,92
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
Beni e servizi
Altri
2
4
4
2
4
-
1
2
36
2
13
1
29
3
87
3.076
2,83
199
21
69
46
19
5
22
1
22
2
15
2
88
12
4
6
14
18
18
3
5
5
5
19
25
36
1
3
13
698
7.058
9,89
3
3
56
5,36
16
2.085
0,77
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 di Eni sono 13 milioni di euro e sono realizzati nei confronti delle società Eni Oil Co Ltd (4
milioni di euro) e InAgip doo (9 milioni di euro).
139
31.12.2006
31.12.2005
Gli altri rapporti sono di seguito analizzati:
(milioni di euro)
Altre
attività
Altre
passività
Lavori
in corso
Altre
attività
Altre
passività
Lavori
in corso
Polimeri Europa SpA
Enifin SpA
Sofid SpA
Eni Congo SA
GreenStream BV
Eni Divisione Gas & Power
Totale generale
Incidenza (%)
20
2
13
35
89
39,33
57
2
1
60
66
90,91
13
22
6
2
43
304
14,14
117
1
3
1
8
130
171
76,02
87
87
200
43,5
21
1
1
23
488
4,71
Crediti
Debiti
Impegni
Oneri
Proventi
-
883
87
10
226
1.206
5.768
138
5.906
134
1
6
8
149
24
8
6
38
Rapporti finanziari
I rapporti finanziari dell’esercizio 2005 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Enifin SpA
Sofid SpA
Serleasing SpA
Esercizio
2005
31.12.2005
(milioni di euro)
Denominazione
Enifin SpA
Sofid SpA
Esercizio
2006
31.12.2006
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
Impegni
Oneri
Proventi
3
3
1.389
7
119
286
1.801
7.866
42
7.908
147
1
8
156
129
5
8
142
Con l’Enifin SpA – società posseduta interamente da Eni SpA che svolge attività finanziaria per conto delle imprese di 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 di Snamprogetti ammontano 2.765 milioni di euro.
140
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
1.192
1.046
87,8
1.865
1.703
91,3
714
196
250
167
38
149
23,4
19,4
59,6
926
609
709
98
142
156
10,6
23,3
22,0
(milioni di euro)
Passività finanziarie a breve
comprensive delle quote a breve termine
Proventi finanziari
Oneri finanziari
31.12.2006
31.12.2005
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate relative ai rapporti finanziari è la seguente:
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:
31.12.2005
(milioni di euro)
Ricavi e proventi
Costi e oneri
Variazione crediti e debiti commerciali
Variazione (debiti) crediti finanziari
Flusso di cassa totale verso entità correlate
31.12.2006
685
(93)
(111)
(70)
701
(103)
(14)
(322)
411
196
196
607
262
592
592
854
Totale
(milioni di euro)
Flusso di cassa da attività di esercizio
Flusso di cassa da attività di investimento
Flusso di cassa da attività di finanziamento
31.12.2006
31.12.2005
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Entità
correlate
Incidenza %
411
196
126,1
57,1
326
(371)
343
Totale
603
(636)
709
Entità
correlate
Incidenza %
262
592
43,4
83,5
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 euro)
31.12.2006
Capitale circolante netto
Totale attivo
Totale passivo
Ricavi
Costi operativi
Utile operativo
Utile di esercizio
42
(209)
1.854
1.689
1.196
(1.138)
58
29
Eventi e operazioni significativi e non ricorrenti
Negli esercizi 2005 e 2006 non si segnalano eventi e operazioni significativi e non ricorrenti.
43
Posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali
Negli esercizi 2005 e 2006 non si segnalano posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali.
141
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6
Relazione della Società di revisione sul bilancio consolidato
142
S A I P E M B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 6
143
Relazione sull’andamento della gestione di Saipem SpA
S A I P E M B I L A N C I O 2 0 0 6 / R E L A Z I O N E S U L L ’ A N DA M E N TO D E L L A G E S T I O N E
RISULTATI ECONOMICI
Conto economico
(milioni di euro)
Costi operativi
Utile operativo
Oneri finanziari netti
Imposte sul reddito
Utile netto
2005
2006
1.158
20
(1.032)
(37)
109
(26)
75
158
(36)
122
1.042
32
(1.000)
(38)
36
(42)
170
164
(8)
156
Var. ass.
Var. %
(116)
12
32
(1)
(73)
(16)
95
6
28
34
(10,02)
60,00
(3,11)
2,70
(66,97)
61,54
126,67
3,80
(77,78)
27,87
Il volume dei ricavi della gestione caratteristica realizzato nel corso dell’esercizio 2006 è risultato inferiore del 10% rispetto a
quanto consuntivato nel 2005, essenzialmente a seguito della diminuzione delle attività nei settori Offshore relativamente ai progetti sviluppati in Nord Africa e del comparto Onshore relativamente ai progetti sviluppati in Nigeria.
Per tale motivo e per la maggior redditività espressa dalle Perforazioni Terra l’utile operativo si è attestato sui 36 milioni di euro
registrando una flessione del 67% rispetto all’esercizio precedente. La diminuzione dell’utile operativo di 73 milioni di euro e
l’aumento degli oneri finanziari netti per 16 milioni di euro sono stati compensati dai maggiori proventi netti su partecipazioni
per 95 milioni di euro e dalla minore incidenza delle imposte correlate alla diminuzione dei margini netti.
In conseguenza degli scostamenti evidenziati l’esercizio 2006 registra un utile netto di 156 milioni di euro con un aumento di 34
milioni di euro rispetto ai 122 milioni di euro del 2005.
Gruppo Eni
Terzi
146
Variazione
566
86
243
147
1.042
(95)
(62)
5
36
(116)
Incidenza %
2006
Italia
Estero
661
148
238
111
1.158
Incidenza %
2005
Offshore
Onshore
Perforazioni Mare
Perforazioni Terra
Valori
2006
(milioni di euro)
Valori
2005
Articolazione ricavi gestione caratteristica
57
13
20
10
100
4
96
100
66
34
100
54
8
24
14
100
7
93
100
57
43
100
Per quanto riguarda l’articolazione dei ricavi della gestione caratteristica, il settore Offshore ha rappresentato il 54% dei ricavi
totali, con una diminuzione di 95 milioni di euro rispetto al 2005. La diminuzione è riconducibile principalmente ai lavori in Libia
relativi ai contratti NC 41 Sealine e Platform.
Le Perforazioni Mare hanno evidenziato un volume di ricavi in leggero aumento di 5 milioni di euro, sostanzialmente in linea con
l’esercizio precedente.
I ricavi Onshore passano dai 148 milioni di euro del 2005 agli 86 milioni di euro del 2006, con un’incidenza percentuale su ricavi
complessivi che diminuisce dal 13% all’8%. La diminuzione è principalmente attribuibile alla riduzione dei lavori sui progetti Okpai,
Gts 4 e Bonny, nell’area nigeriana.
I ricavi delle Perforazioni Terra passano da 111 milioni di euro a 147 milioni di euro con un’incidenza sui ricavi complessivi che
passa dal 10% al 14%. Hanno contribuito all’aumento di ricavi l’avvio del citato progetto in Kazakhstan e la maggiore attività in
Algeria.
I ricavi sono stati realizzati per il 93% all’estero (96% nel 2005) e per il 57% con società del Gruppo Eni (66% nel 2005).
La voce “Altri ricavi e proventi” presenta un incremento di 12 milioni di euro rispetto al 2005, dovuto prevalentemente alle maggiori plusvalenze realizzate dall’alienazione di beni patrimoniali (7 milioni di euro) e dalla cessione di un ramo d’azienda a una
controllata estera (8 milioni di euro), a fronte di una diminuzione dei ricavi diversi operativi (2 milioni di euro).
I costi operativi, comprensivi del costo del personale, diminuiscono di 32 milioni di euro rispetto al 2005, come conseguenza della
minore attività svolta. Nell’esercizio 2006 i costi relativi alle spese generali ammontano a 44 milioni di euro.
Il costo lavoro presenta un aumento di 23 milioni di euro rispetto all’esercizio 2005 per l’aumento della forza media di 314 unità,
per effetto essenzialmente del cambiamento del mix qualitativo e per la localizzazione del personale in aree più onerose.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali sono pari a 6 milioni di euro (7 milioni di euro nel 2005) con una diminuzione di 1 milione di euro, attribuibile pressoché interamente a minori ammortamenti dei moduli SAP entrati in esercizio negli
anni precedenti e per i quali risulta terminato il periodo di ammortamento. Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali
pari a 32 milioni di euro (30 milioni di euro nel 2005) aumentano di 2 milioni di euro per effetto degli investimenti effettuati nell’anno.
Per effetto di quanto sopra descritto, l’utile operativo è pari a 36 milioni di euro, rispetto ai 109 milioni di euro del 2005.
La gestione finanziaria esprime oneri finanziari netti di 42 milioni di euro che aumentano di 16 milioni di euro rispetto ai 26 milioni di euro di oneri netti nel 2005, per effetto prevalentemente degli oneri correlati all’incremento dell’indebitamento finanziario
e degli oneri netti su operazioni di copertura.
I proventi netti su partecipazioni di 170 milioni di euro aumentano di 95 milioni di euro per i maggiori dividendi distribuiti da
Saipem International BV (100 milioni di euro), da Saipem sa (70 milioni di euro) e da Energy Maintenance Services SpA (5 milioni di euro). Gli oneri pari a 5 milioni di euro sono relativi alla copertura delle perdite di Saipem Projects SpA.
L’utile prima delle imposte ammonta a 164 milioni di euro (158 milioni di euro nel 2005).
Le imposte sul reddito a carico dell’esercizio sono pari a 8 milioni di euro (36 milioni di euro nel 2005). Il carico fiscale dell’esercizio include imposte assolte all’estero per 12 milioni di euro, Irap per 4 milioni di euro, imposte differite per 1 milione di euro, al
netto di un importo positivo di 9 milioni di euro relativo al credito Ires di competenza 2006.
L’utile netto ammonta a 156 milioni di euro, rispetto ai 122 milioni dell’esercizio precedente.
147
SITUAZIONE PATRIMONIALE E FINANZIARIA
Stato patrimoniale
Lo schema di stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio secondo il criterio della
funzionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento,
l’esercizio, il finanziamento.
Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché consente di individuare
le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
Stato patrimoniale
(milioni di euro)
Attività materiali
Partecipazioni
Fondo per benefici ai dipendenti
Patrimonio netto
COPERTURE
31.12.2005
169
10
1.434
1.613
237
(37)
1.813
693
1.120
1.813
31.12.2006
144
10
1.663
1.817
391
(41)
2.167
762
1.405
2.167
Var. ass.
(25)
229
204
154
(4)
354
69
285
354
Var. %
(14,79)
15,97
12,65
64,98
10,81
19,53
9,96
25,45
19,53
Il capitale immobilizzato si è attestato a fine 2006 a 1.817 milioni di euro con un aumento netto di 204 milioni di euro, rispetto
all’esercizio precedente. Tale aumento è essenzialmente da ricondurre:
- a una diminuzione delle immobilizzazioni materiali e immateriali per 25 milioni di euro per effetto degli ammortamenti (38
milioni di euro) e delle vendite nette (47 milioni di euro) che hanno interamente assorbito gli investimenti effettuati nell’esercizio (60 milioni di euro); gli investimenti hanno riguardato principalmente gli acquisti correlati all’esecuzione del progetto
Kashagan in Kazakhstan, e l’attività di mantenimento e migliorie di impianti e attrezzature;
- a un incremento netto delle immobilizzazioni finanziarie (229 milioni di euro) per effetto:
a) della costituzione e della successiva ricapitalizzazione della Saipem Projects SpA (220 milioni di euro);
b) dell’acquisto del 50% della Energy Maintenance Services SpA al prezzo di 14 milioni di euro, successivamente rettificato a
seguito della distribuzione di riserve (5 milioni di euro).
Il capitale di esercizio netto aumenta di 154 milioni di euro rispetto alla fine del 2005 attestandosi a 391 milioni di euro per effetto sostanzialmente della diminuzione delle passività di esercizio (64 milioni di euro) e dell’aumento delle attività (88 milioni di
euro).
I fondi per benefici ai dipendenti aumentano di 4 milioni di euro passando dai 37 milioni di euro del 2005 ai 41 milioni di euro
del 2006.
A seguito delle variazioni sopra illustrate, il capitale investito netto aumenta di 354 milioni di euro, attestandosi a fine anno sul
valore di 2.167 milioni di euro, rispetto ai 1.813 milioni di euro di fine 2005.
Per quanto riguarda le coperture, il patrimonio netto, al netto di azioni proprie di 73 milioni di euro, ha registrato un aumento di
69 milioni di euro, raggiungendo, a fine 2006, 762 milioni di euro; l’aumento è riconducibile essenzialmente al risultato conseguito nell’esercizio, al netto della distribuzione di dividendi a valere sul risultato del 2005.
L’indebitamento finanziario netto, rappresentato da debiti a breve per 995 milioni di euro, da debiti a medio e lungo termine per
481 milioni di euro, e da disponibilità per 72 milioni di euro, si attesta a fine 2006 a 1.405 milioni di euro contro i 1.120 milioni
di euro di fine 2005.
148
Rendiconto finanziario e variazioni indebitamento finanziario netto
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il collegamento tra
il rendiconto finanziario che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio e
la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale
collegamento è il “free cash flow”, cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free
cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto
netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di
consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo,
dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
(milioni di euro)
Utile dell’esercizio
a rettifica:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
(Plusvalenze) minusvalenze nette su cessioni attività
Dividendi, interessi, imposte sul reddito e altre variazioni
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati nell’esercizio
Investimenti in partecipazioni
Disinvestimenti
Altri investimenti e disinvestimenti
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
Variazione debiti finanziari
Free cash flow
Variazione indebitamento finanziario netto
2005
2006
Var. ass.
122
156
34
39
(15)
146
(235)
8
(81)
(62)
(17)
5
(155)
(4)
267
(35)
(65)
8
(155)
(35)
(65)
(255)
43
(6)
(104)
89
(69)
45
65
(60)
(239)
62
7
(165)
(5)
328
(36)
(82)
(1)
39
(165)
(36)
(82)
(2)
(285)
4
(6)
(89)
(57)
166
37
146
2
(222)
62
2
(10)
(1)
61
(1)
(17)
(1)
30
(10)
(1)
(17)
(2)
(30)
Il flusso di cassa netto delle attività di esercizio pari a 65 milioni di euro è stato interamente assorbito dall’attività di investimento e disinvestimento (-230 milioni di euro) generando un free cash flow negativo di 165 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 inoltre generato un flusso negativo per 36 milioni di euro.
Pertanto, per effetto delle variazioni sopra illustrate, l’indebitamento finanziario netto ha subito un aumento di 284 milioni di
euro.
Il flusso di cassa netto del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio pari a 89 milioni di euro deriva dall’utile dell’esercizio di 156 milioni di euro rettificato; dagli ammortamenti e svalutazioni nette (+37 milioni di euro); dalla varia-
149
zione dei fondi rischi e fondi per benefici ai dipendenti (+6 milioni di euro); da plusvalenze nette rinvenienti da dismissioni di
cespiti (+6 milioni di euro); dai dividendi maturati (-175 milioni di euro); dagli interessi netti e dalle differenze cambio non realizzate (+59 milioni di euro); dalle imposte sul reddito (+8 milioni di euro) e da altre variazioni per (+4 milioni di euro).
Il flusso del capitale di esercizio relativo alla gestione risulta essere negativo per 69 milioni di euro.
La voce dividendi, interessi, proventi/oneri straordinari e imposte sul reddito pagati nell’esercizio (+45 milioni di euro) si riferisce
all’incasso di dividendi dalla controllata estera Saipem International BV (+120 milioni di euro), al pagamento di oneri finanziari
netti (-40 milioni di euro) e di imposte (-35 milioni di euro).
Gli investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali, ammontano a 60 milioni di euro (informazioni sugli stessi sono riportate nel commento all’andamento operativo della relazione sulla gestione al bilancio consolidato). Gli investimenti in partecipazioni, ammontano a 239 milioni di euro e sono relativi alla costituzione di Saipem Projects SpA, società tramite la quale è stata
acquisita Snamprogetti SpA, e all’acquisto del 50% di Energy Maintenance Services SpA.
I disinvestimenti (62 milioni di euro) sono relativi alla cessione di mezzi e attrezzature ad alcune società del Gruppo. Gli altri disinvestimenti (7 milioni di euro) riguardano la cessione delle azioni proprie a seguito dell’esercizio delle option.
Il flusso di cassa del capitale proprio (-82 milioni di euro) è relativo al pagamento dei dividendi agli Azionisti della società.
150
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI A QUELLI OBBLIGATORI
Stato patrimoniale riclassificato
Lo stato patrimoniale riclassificato differisce dallo schema legale per le sole riclassifiche indicate in tabella.
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
Totale capitale immobilizzato
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da:
- passività per imposte correnti
- attività per imposte correnti
- attività per imposte anticipate
Altre attività (passività) di esercizio, composte da:
- altre attività (non correnti)
- altre attività (correnti)
- altre passività (non correnti)
- altre passività (correnti)
Totale capitale di esercizio netto
Patrimonio netto
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
a dedurre:
- disponibilità liquide ed equivalenti
- altre attività finanziarie negoziabili o disponibili
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Totale Indebitamento finanziario netto (1)
COPERTURE
Riferimento
alle note
al bilancio
al 31.12.2006
(NOTA N. 6)
(NOTA N. 7)
(NOTA N. 8)
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
2006
2005
(migliaia di euro)
Valori
da schema
riclassificato
168.892
10.116
1.434.012
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
144.946
9.653
1.662.736
1.613.020
(NOTA N. 3)
(NOTA N. 2)
(NOTA N. 13)
(NOTA N. 14)
(NOTA N. 4)
(NOTA N. 10)
(NOTA N. 17)
(NOTA N. 11)
(NOTA N. 5)
(NOTA N. 20)
(NOTA N. 15)
1.817.335
105.285
551.994
(426.805)
66.072
665.031
(389.942)
(42.230)
46.211
11.880
(15.952)
(18.221)
70.310
1.013
(18.276)
4.820
17.971
(36)
(16.260)
19.078
4.017
(25)
(8.374)
237.797
(37.379)
1.813.438
693.302
(NOTA N. 18)
(NOTA N. 21)
Valori
da schema
riclassificato
390.685
(41.013)
2.167.007
762.121
249.377
195.409
702.946
481.274
4.740
990.149
17.574
56.271
3.450
11.556
10.022
1.120.136
1.813.438
1.404.886
2.167.007
(1) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto si veda anche la nota n. 16.
151
Rendiconto finanziario riclassificato
e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
Utile netto
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetari:
. ammortamenti
. svalutazioni (rivalutazioni) nette
. variazione fondi per rischi e oneri
. variazione fondi per benefici ai dipendenti
- plusvalenze nette su cessioni di attività
- dividendi, interessi, imposte e altre variazioni:
. dividendi
. interessi attivi
. interessi passivi
. differenze cambio
. imposte su reddito del periodo, correnti, differite e anticipate
. altre rettifiche
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione:
- rimanenze
- altre attività
- altre passività
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati:
- dividendi incassati
- interessi incassati
- interessi pagati
- imposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati
Investimenti tecnici:
Investimenti finanziari strumentali all’attività operativa:
- partecipazioni
Dismissioni:
- rami d’azienda
- partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento/disinvestimento:
- investimenti finanziari: titoli
- investimenti finanziari: crediti finanziari
- riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari non strumentali
all’attività operativa
- disinvestimenti finanziari: titoli
- disinvestimenti finanziari: crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Free cash flow
152
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
2006
2005
(migliaia di euro)
Valori
da schema
riclassificato
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
121.557
156.202
39.987
37.231
(137)
5.226
(2.333)
Valori
da schema
riclassificato
43.372
38.427
(1.012)
2.323
3.634
(106)
(15.081)
(75.173)
(1.611)
28.147
(7.810)
35.819
5.547
(6.695)
(104.095)
(174.651)
(1.204)
42.556
17.419
7.962
3.823
146.357
(235.269)
14.258
18.561
(13.014)
(235.789)
(19.285)
88.784
(69.080)
38.617
(79.290)
11.881
(7.952)
(32.336)
8.387
55.173
1.245
(29.513)
(18.518)
45.226
119.651
1.291
(40.937)
(34.779)
(80.525)
(61.927)
(6.069)
(55.858)
64.930
(60.053)
(5.648)
(54.405)
(16.959)
(16.959)
(238.750)
(238.750)
5.090
177
4.913
68.572
52.730
8.868
6.974
(23)
-
(4.574)
(18.919)
4.574
(23)
18.919
(154.344)
(165.301)
Rendiconto finanziario riclassificato segue
e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento:
- riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
- riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari a breve e lungo:
- assunzione debiti finanziari a lungo termine
- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
- incremento di debiti finanziari a breve termine
Flusso di cassa del capitale proprio:
- dividendi distribuiti a terzi
- acquisto netto di azioni proprie
Differenze cambio sulle disponibilità:
- effetto delle differenze di cambio
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
2006
2005
(migliaia di euro)
Valori
da schema
riclassificato
Valori
parziali
da schema
obbligatorio
(154.344)
(4.527)
(4.527)
Valori
da schema
riclassificato
(165.301)
(4.984)
(4.984)
267.540
82.067
(164.585)
350.058
328.430
400.000
(353.697)
282.127
(100.576)
(65.430)
(35.146)
121
121
(118.770)
(82.399)
(36.371)
(679)
(679)
8.214
38.696
153
AZIONI PROPRIE DETENUTE DA SAIPEM SpA
Come già descritto nella relazione sull’andamento della gestione del Gruppo, nell’ambito della politica di incentivazione dei propri dirigenti, nel corso dell’esercizio, sono state acquistate n. 1.919.355 azioni ordinarie per un controvalore, espressione del prezzo di acquisto, di euro 36.371.044,00.
Al 31 dicembre 2006 risultano in portafoglio n. 6.198.088 azioni per un controvalore di euro 72.829.508,14.
Alla data del 28 marzo 2007 risultano in portafoglio n. 5.851.696 azioni per un controvalore di 69.703 migliaia di euro.
PARTECIPAZIONI DETENUTE DAGLI AMMINISTRATORI, DAI SINDACI
E DAI DIRETTORI GENERALI NELL’EMITTENTE E NELLE SOCIETÀ DA QUESTA CONTROLLATE
Dirigenti con responsabilità
strategiche
(*) Non più in carica al 31 dicembre 2006.
154
Numero azioni
31.12.2006
Jacques Léost
Yves Inbona
Sergio Polito (*)
Vendute
nel 2006
Assegnazione gratuita
Esercizio stock option
Acquistate
nel 2006
Pietro Franco Tali
Numero azioni
31.12.2005
Modalità
di possesso
Nome e cognome
Secondo quanto previsto dalla Commissione Nazionale per le Società e la Borsa con deliberazione 14 maggio 1999, n. 11971, e
successive modificazioni, vengono indicate nella tabella seguente le partecipazioni detenute in Saipem SpA e nelle società da
questa controllate, dagli Amministratori, dai Sindaci e dai Direttori Generali nonché dai coniugi non legalmente separati e dai figli
minori, direttamente e per il tramite di società controllate, di società fiduciarie o per interposta persona.
28.000
15.400
-
35.100
110.000
19.300
86.000
19.300
10.800
10.800
44.500
61.700
166.000
104.089
105.300
10.800
55.300
201.060
-
69.011
19.300
42.040
-
STOCK GRANT E STOCK OPTION ATTRIBUITE AGLI AMMINISTRATORI E AI DIRETTORI
GENERALI
Ai sensi dell’art. 78 della deliberazione Consob 11971 del 14 maggio 1999, e successive modificazioni, sono indicate nominativamente nella tabella seguente le stock grant e le stock option assegnate agli Amministratori e Direttori Generali in applicazione
dei piani di incentivazione dei dirigenti più direttamente responsabili dei risultati di Gruppo deliberati dalle assemblee degli
Azionisti e meglio descritti al punto “Altre informazioni” della relazione sulla gestione del bilancio consolidato.
Sono inclusi tutti i soggetti che nel corso dell’esercizio 2006 hanno ricoperto le cariche di Amministratore o di Direttore Generale
anche per una frazione di anno.
Stock grant
(A)
(B)
Carica
ricoperta
(1)
(2)
Numero
Data di
diritti assegnazione
Pietro Franco Tali
Presidente
Amministratore
Delegato
Jacques Léost
Consigliere
Inbona Yves
Direttore Generale
Sergio Polito (*)
Direttore Generale
35.100
34.700
30.300
19.300
19.500
16.200
19.300
19.500
16.200
10.800
12.000
9.900
10.800
12.000
9.900
61.700
70.600
60.300
(3)
Numero
diritti
(4)
Scadenza
media
(5)
Numero
diritti
Nome e cognome
Altri dirigenti
con responsabilità
strategiche
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
-
-
35.100
19.300
19.300
10.800
10.800
61.700
-
(6)
Prezzo
medio
di mercato
all’esercizio
17,539
17,539
17,539
17,539
17,539
17,539
-
Diritti detenuti
alla fine
dell’esercizio
Diritti scaduti
nell’esercizio
Diritti esercitati
nell’esercizio
Diritti detenuti
all’inizio
dell’esercizio
Diritti assegnati
nell’esercizio
Nella tabella seguente sono indicati gli impegni assunti da Saipem a offrire in sottoscrizione azioni Saipem, a titolo gratuito, trascorsi tre anni, quattro anni nel caso di assegnatari francesi, dalla data di assunzione dell’impegno. L’indicazione del prezzo medio
di esercizio è omessa trattandosi di azioni offerte in sottoscrizione a titolo gratuito.
(7) (8)=1+3-5-7
Numero
Numero
diritti
diritti
-
155
34.700
30.300
19.500
16.200
19.500
16.200
12.000
9.900
12.000
9.900
70.600
60.300
Opzioni assegnate nell’esercizio:
- numero opzioni (4)
- prezzo medio di esercizio (5)
- scadenza media (6)
Opzioni esercitate nell’esercizio:
- prezzo medio di mercato all’esercizio (9)
Opzioni scadute nell’esercizio:
Opzioni detenute alla fine dell’esercizio:
- numero opzioni (11) =1+4-7-10
180.500
17,519
26.7.2012
92.500
17,519
26.7.2012
92.500
17,519
26.7.2013
(euro)
110.000
6,821
19,810
86.000
6,821
16,540
408.000
13,151
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
236.000
12,683
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
(euro)
(euro)
416.567
9,998
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2011
27.7.2012
26.7.2013
73.500
17,519
26.7.2012
73.500
17,519
26.7.2012
Altri dirigenti
con responsabilità
strategiche
(euro)
Direttore Generale
Sergio Polito (*)
324.067
7,851
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2011
27.7.2012
Direttore Generale
Yves Inbona
229.500
8,537
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
Consigliere
Angelo Caridi
337.500
8,752
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
(euro)
Consigliere
Jacques Léost
Amm. Delegato
Opzioni detenute all’inizio dell’esercizio:
Presidente
Pietro Franco Tali
Stock option
175.039
7,857
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2012
27.7.2013
121.000
8,603
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
588.000
8,670
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
45.000
17,519
26.7.2013
220.039
9,833
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
275.000
17,519
26.7.2012
44.500
6,821
18,654
166.000
6,821
16,918
76.500
9,638
28.7.2012
27.7.2013
697.000
12,602
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
(*) Non più in carica al 31.12.2006.
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.
Eni fornisce alla Società prestazioni specialistiche nella formazione professionale, in materia amministrativa legale e fiscale, in
materia di sistemi informativi nonché nel campo delle attività promozionali e di immagine.
La Società intrattiene a sua volta, a normali condizioni di mercato, rapporti con le imprese finanziarie del Gruppo Eni: Enifin SpA,
Sofid SpA, Eni International Bank ed Eni Coordination Center e rapporti di natura commerciale principalmente con Eni Divisione
Exploration & Production ed Eni Divisione Gas & Power. Inoltre, si avvale del supporto di EniData per lo sviluppo e l’implementazione del nuovo sistema informativo integrato SAP e di Serfactoring per operazioni di cessione di crediti.
I rapporti economici e patrimoniali con queste imprese, come specificatamente raccomandato dalla Consob, sono dettagliatamente indicati nella nota integrativa.
156
Le informazioni relative alla gestione dei rischi d’impresa sono illustrate nella sezione “Criteri di valutazione”.
FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO
Acquisizione ordini
Nei primi due mesi del 2007 sono stati acquisiti nuovi ordini e negoziate variazioni a contratti esistenti per un totale di circa 500
milioni di euro, principalmente riconducibili all’acquisizione del progetto Medgaz, di tipo EPIC, che prevede l’installazione di un
sistema di condotte sottomarine, che consentirà il trasporto del gas naturale dall’Algeria alla Spagna attraverso il Mar Mediterraneo.
EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE
Saipem SpA detiene la funzione di coordinamento e di holding a cui fanno capo direttamente o indirettamente, le partecipazioni delle società italiane ed estere. Il risultato economico della Società è pertanto in funzione dell’andamento gestionale dei progetti realizzati e del flusso di dividendi ricevuto dalle consociate.
Per quanto riguarda l’attività operativa, il portafoglio ordini al 31 dicembre 2006, di cui è prevista l’esecuzione nel corso del 2007,
ammonta a 550 milioni di euro, così articolato:
- offshore 293 milioni di euro;
- onshore 28 milioni di euro;
- drilling 229 milioni di euro.
157
SITUAZIONE DELLE PARTECIPAZIONI E ANDAMENTO DELLE PARTECIPATE
Impresa
Capitale
sociale
Partecipazioni azionarie e non azionarie al 31 dicembre 2006
Numero
azioni
o quote
Moneta
di conto
Valore
nominale
unitario
Importo
17.426.773
380.000
216.500.000
9.020.216
1.300.000
5.000.000
1.700.000
-
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
1,52
453,80
1,00
1,00
5,16
0,51
0,52
-
26.488.695,00
172.444.000
216.500.000
9.020.216
6.708.000
2.550.000
884.000
10.329,14
-
EUR
EUR
-
51.645,69
51.645,69
-
EUR
-
25.823
4.950.000
400.000
5.000
EUR
EUR
EUR
DZD
1
5,16
1.000
4.950.000
2.064.000
260.000
5.000.000
(*) Consorzio in liquidazione.
158
Ragione sociale
Imprese controllate dirette
Saipem sa
Saipem Projects SpA
Intermare Sarda SpA
Saipem FPSO SpA
Consorzio Sapro
Totale imprese controllate dirette
Imprese controllate indirette
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due
Totale imprese controllate indirette
Imprese collegate
Consorzio U.S.G.
Totale imprese collegate
Altre imprese partecipate
Eni Acqua Campania SpA
Tecnomare SpA
Consorzio Venezia Nuova
Société Algérienne de Construction Industrielle et Pétrolière
Totale altre imprese partecipate
Totale generale
Sede
Amsterdam
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Tortolì
San Donato Milanese
Marghera
Pescara
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Parma
Napoli
Venezia
Venezia
Algeri
Partecipazione
Numero azioni
possedute
Possesso %
Valore nominale
moneta di conto
Valore
di bilancio
17.426.767
380.000
216.500.000
9.020.216
1.300.000
5.000.000
1.700.000
-
99,99
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
51,00
26.488.686
172.444.000
216.500.000
9.020.216
6.708.000
2.550.000
884.000
5.267,86
961.389.680
454.333.212
220.000.000
13.260.109
7.636.777
5.494.659
470.647
5.268
1.662.590.352
-
12,00
0,26
6.197
134
6.197
134
6.331
-
40,00
10.329
10.329 (*)
10.329
126.255
20.000
2.450
2,55
5,00
2,50
49,00
126.255
103.200
6.500
2.450.000
96.810
25.823
6.500
129.133
1.662.736.146
159
Andamento economico delle principali partecipate
Controllate
Saipem sa
La Società, di diritto francese, posseduta al 100% da 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. Nell’anno ha realizzato ricavi consolidati per 1.941
milioni di euro con un utile netto consolidato pari a 60,4 milioni di euro. Le informazioni di maggior dettaglio riguardanti le acquisizioni di ordini e le realizzazioni dell’esercizio suddivise per settore di attività sono ampiamente illustrate nella “Relazione sull’andamento della gestione del bilancio consolidato”. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Snamprogetti SpA
La Società opera direttamente o tramite le proprie controllate e collegate nel campo dell’ingegneria e costruzione per il settore
Onshore. Nel periodo aprile-dicembre ha realizzato ricavi consolidati per 2.288 milioni di euro con un utile netto consolidato pari
a 7 milioni di euro. Le informazioni di maggior dettaglio riguardanti le acquisizioni di ordini e le realizzazioni dell’esercizio suddivise per settore di attività sono ampiamente illustrate nella “Relazione sull’andamento della gestione del bilancio consolidato”. La
revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
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% da Saipem SpA. Il 2006 si è chiuso con un utile di 74,5 milioni di euro. La revisione
del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Camom sa
La Società, di diritto francese, opera nel settore Onshore. I ricavi dell’anno sono pari a 151 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 4,6 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
La Società opera nel settore Offshore ed è posseduta al 100% da Saipem SpA. I ricavi conseguiti nell’esercizio sono stati di 158
milioni di euro e il risultato economico conseguito è rappresentato da un utile di 10,1 milioni di euro. La revisione del bilancio
2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
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 2006 sono stati pari a 237 milioni di euro e il risultato economico è risultato positivo
per un importo pari a 5,9 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Intermare Sarda SpA
La Società opera nel settore Offshore ed è posseduta al 100% da Saipem SpA. I ricavi del 2006 sono stati di 65 milioni di euro e il
risultato economico conseguito è rappresentato da un sostanziale pareggio. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
BDO Sala Scelsi Farina.
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 2006
sono stati pari a 20 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 4,4 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è
stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Saibos Akogep snc
La Società, di diritto francese, è posseduta al 70% da Saipem sa. Opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nell’esercizio sono
stati pari a 64 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 2,3 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata
effettuata da PricewaterhouseCoopers.
160
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 dell’anno sono stati di 187 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 23,3 milioni di euro. La revisione del
bilancio 2005 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Saipem Asia Sdn Bhd
La Società, di diritto malese, opera nel settore Offshore e Onshore nel Sud-Est asiatico. I ricavi conseguiti nel 2006 sono stati pari
a 127 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 20,9 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
La Società, di diritto nigeriano, opera nei settori Onshore e Offshore dalla yard di prefabbricazione di Rumuolumeni, situata sul
delta del Niger. Nell’anno, i ricavi sono stati pari a 148 milioni di euro e il risultato è rappresentato da una perdita pari a 0,6 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Saipem India Project Services Ltd
La Società, di diritto indiano, opera nel settore Onshore offrendo servizi specialistici di ingegneria. I ricavi dell’anno sono stati di
8,9 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un sostanziale pareggio. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
PricewaterhouseCoopers.
La Società, di diritto croato, opera nel settore Offshore fornendo servizi di ingegneria e project management. I ricavi dell’anno
sono pari a 12 milioni di euro e il risultato economico è rappresentato da un sostanziale pareggio. La revisione del bilancio 2006
è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
La Società, di diritto nigeriano, opera nel settore delle Perforazioni. I ricavi conseguiti nel 2006 sono stati pari a 22 milioni di
euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 3,8 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo Lda
La Società, di diritto portoghese, gestisce la quasi totalità della flotta del Gruppo Saipem. I ricavi conseguiti, nel 2006, sono stati di
772 milioni di euro, con un utile di 179 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Saipem UK Ltd
La Società, di diritto inglese, opera nel settore Offshore. I ricavi del 2006 sono stati pari a 615 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 12,1 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
La Società, di diritto saudita, opera nel settore Onshore e Perforazioni Terra e Mare. I ricavi conseguiti nell’anno sono stati pari a
177 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 16,5 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Société Nouvelle Technigaz sa
La Società, di diritto francese, opera nel settore Onshore. I ricavi dell’anno sono stati di 75 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 9,8 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
161
Sofresid Engineering sa
La Società, di diritto francese, detenuta al 99,99% da Sofresid sa, opera nel settore Onshore. I ricavi conseguiti nell’esercizio sono
pari a 69,7 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 4,6 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata
effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Sofresid sa
La Società, di diritto francese, opera nel settore Offshore e Onshore, fornendo servizi di ingegneria e project management. I ricavi dell’anno sono stati di 37,2 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 8,9 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Saipem America Inc
La Società, di diritto statunitense, opera nel campo Offshore e in particolare nel ramo del sub-sea service. I ricavi conseguiti nell’anno sono stati pari a 200 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 15,3 milioni di euro. La revisione del
Sonsub Ltd
La Società, di diritto inglese, opera nel settore Offshore. I ricavi conseguiti nell’anno sono stati pari a 166 milioni di euro e il risultato economico è rappresentato da un utile pari a 11,4 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
Petrex SA
La Società, di diritto peruviano, opera nel settore delle Perforazioni Terra. I ricavi nell’anno sono stati pari a 67 milioni di euro e il
risultato è rappresentato da una perdita pari a 2,5 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
Petromar Lda
La Società, di diritto angolano, opera nel settore Offshore. I ricavi dell’anno sono stati di 115 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile di 2,5 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 ai fini civilistici è stata effettuata da Auren Alliot Group
(local auditor).
PT Saipem Indonesia
La Società, di diritto indonesiano, opera nel settore Offshore. I ricavi dell’esercizio sono stati pari a 164 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 4,3 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
CEMN Canada
La Società, di diritto canadese, opera nel settore Onshore. I ricavi dell’anno sono stati pari a 58 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile pari a 9,3 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
La Società, di diritto olandese, opera nel settore Offshore. I ricavi dell’anno sono stati pari a 261 milioni di euro, e il risultato è rappresentato da un utile pari a 5,4 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Delong Hersent - Estudos Construções Maritimas e Participações, Unipessoal Lda
La Società, di diritto portoghese, opera nel settore Offshore. I ricavi dell’anno sono stati pari a 58 milioni di euro, e il risultato è
rappresentato da un utile pari a 8,8 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Snamprogetti Netherlands BV
La Società, di diritto olandese, ha il ruolo di holding finanziaria a cui è affidata la gestione delle partecipate estere del Gruppo
Snamprogetti. Il capitale sociale è detenuto al 100% da Snamprogetti SpA. Il risultato è rappresentato da un utile di 32 milioni di
euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
162
La Società, di diritto saudita, opera nel settore Onshore. I ricavi dell’anno superano i 215 milioni di euro, mentre il risultato è rappresentato da un sostanziale pareggio. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da Al Juraid, del network
Collegate
Bos Shelf Ltd Society
La Società, di diritto azero, posseduta al 50% da Saipem sa e per il 50% da terzi, opera nel settore Offshore. I ricavi dell’anno sono
stati di 36 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 1,1 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
FPSO Firenze Produção de Petròleo, Lda
La Società, di diritto portoghese, è posseduta pariteticamente e gestita congiuntamente da Saipem (Portugal) - Gestão e
Participações SGPS SA e da Single Buoy Moorings (SBM). La Società detiene la proprietà e gestisce un’unità di produzione galleggiante operante nel campo “Aquila” di Eni Divisione Exploration & Production. I ricavi conseguiti nell’anno sono stati pari a 15
milioni di euro e l’utile è risultato pari a 4,1 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
FPSO Mystras Produção de Petròleo, Lda
La Società, di diritto portoghese, è posseduta pariteticamente e gestita congiuntamente da Saipem (Portugal) - Gestão e
Participações SGPS SA e da 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 2006 sono stati pari a 20 milioni di euro e l’utile è risultato pari a 5,2 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Haldor Topsøe AS
La Società, di diritto danese, posseduta al 50% da Snamprogetti Management Services SA, opera nel settore Onshore. I ricavi conseguiti nell’esercizio sono stati pari a 487 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 38 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Lipardiz - Construção de Estruturas Maritimas, Lda
La Società, di diritto portoghese, è posseduta al 50% da Saipem (Portugal) - Gestão e Participações SGPS SA. I ricavi conseguiti
sono pari a 50 milioni di euro e il risultato dell’anno è rappresentato da un utile pari a 24,6 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Société pour la Realisation du Port de Tanger Mediterranée
La società, costituita e registrata in Marocco, è detenuta per il 33,33% da SAS Port de Tanger. Opera nel settore Onshore e attualmente è impegnata nei lavori di scavo e bonifica del porto di Tangeri. I ricavi conseguiti nell’anno sono stati pari a 21 milioni di
euro mentre il risultato è rappresentato da un utile di 3,2 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da
Cabinet Mazars & Guerard.
Starstroi Llc
La Società, di diritto russo, posseduta per il 50% da Saipem sa e per il 50% dalla società russa LUKoil-Neftegazstroy, opera nel settore Onshore. In particolare, nel corso dell’esercizio ha eseguito le attività operative relative al progetto EPC Sakhalin II da realizzare nell’omonima isola situata di fronte alla Siberia Orientale. I ricavi dell’anno sono stati di 246 milioni di euro, e il risultato è
rappresentato da un utile di 1 milione di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
163
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 gli acquisti
sul mercato locale da destinare a progetti nell’area del Golfo Persico. Nel corso del 2006 la filiale non ha svolto attività né prodotto alcun reddito. La società ha già deliberato la chiusura della filiale e il processo di de-registrazione è previsto concludersi
entro la prima metà del 2007.
Saipem Kharafi National MMO Fz Co - Emirati Arabi Uniti (50% Saipem): la società ha sede a Dubai ed è stata costituita nel mese
di ottobre 2006 con lo scopo di fornire servizi di manutenzione a società operanti nei settori oil, gas e petrolchimico nell’area del
Golfo Persico. La società nel 2006 non ha svolto attività.
Upstream Constructors International Fz Co - Emirati Arabi Uniti (50% Saipem): la società ha terminato l’esecuzione di un contratto per la costruzione, trasporto e installazione di una piattaforma petrolifera offshore per il progetto denominato
Amenam/Kpono che si riferisce all’omonimo bacino petrolifero localizzato nella piattaforma continentale nigeriana. Le attività
sono terminate nel novembre 2003 e la società ha ricevuto il certificato di accettazione lavori da parte del committente nel 2006.
Avendo definito tutte le pendenze contrattuali con il principale fornitore, è stato raggiunto l’accordo con il partner per la messa
in liquidazione della società.
Snamprogetti France sarl - Francia - Filiale dell’Oman (100% Snamprogetti): la filiale è stata registrata il 18 dicembre 1996 allo
scopo di prestare servizi in Oman relativi alla realizzazione di un impianto di trattamento gas e separazione condensati e di un
gasdotto. Nel 2006 la filiale non ha svolto attività né prodotto alcun reddito. La licenza commerciale è scaduta e non è stata rinnovata, pertanto la filiale verrà de-registrata non appena sarà definito con l’amministrazione fiscale il periodo 2001-2005.
Snamprogetti Lummus Gas Ltd - Malta (99% Snamprogetti; 1% Abb): la società gestisce parte del contratto per la realizzazione
dell’impianto upstream nell’ambito del progetto Libia. Il contratto è stato ultimato nel 2006. È in corso il periodo di garanzia della
durata di 24 mesi al termine del quale la società sarà posta in liquidazione. La localizzazione della società deriva dalla circostanza
che Malta è uno dei pochi Paesi al mondo che ha stipulato un trattato per evitare la doppia imposizione con la Libia in forza del
quale i redditi della società maltese sono soggetti in Libia a tassazione ridotta. La società, pur essendo residente in un Paese indicato nell’art. 3 del decreto, è soggetta allo stesso trattamento fiscale di quelli elencati negli artt. 1 e 2 perché beneficia di specifici regimi esistenti nel Paese.
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 a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello
da parte dell’Agenzia delle entrate
Saipem Singapore Pte Ltd - La società, entrata a far parte del Gruppo nel 2002 a seguito dell’acquisizione di Bouygues Offshore
sa, forniva servizi di assistenza tecnica alla costruzione di uno stabilimento di produzione e stoccaggio galleggiante nell’ambito
del Progetto “FPSO-Ehra”. Tale attività, per la quale nel 2004 era stata accolta l’istanza per la disapplicazione del regime d’imputazione, è stata completata nel giugno del 2006. Attualmente Saipem Singapore Pte Ltd è stata individuata quale sede principale
delle attività di coordinamento commerciale e assistenza tecnica per tutti i progetti da eseguirsi a Singapore e più in generale nell’area denominata APAC (Asia-Pacifico). I ricavi dell’esercizio sono pari a 8,2 milioni di euro, mentre l’utile è in sostanziale pareggio. Si valuterà nel corso del 2007 se sussisteranno i presupposti per la presentazione dell’istanza di interpello. La revisione del
Saibos FZE - Emirati Arabi Uniti (100% Saipem): la società, entrata a far parte delle società controllate nel 2002 a seguito dell’acquisizione di Bouygues Offshore sa, ha partecipato all’esecuzione di un importante progetto nell’ambito del settore Offshore. Nel
2006, a scadenza del periodo di garanzia contrattuale, ha ottenuto il certificato di accettazione dell’opera da parte del committente e definito tutte le pendenze con i fornitori. La liquidazione della società è prevista entro la fine del 2007.
164
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd - Malesia (41,9% Saipem): la società, costituita nel 1989 è attiva nei settori Offshore e Onshore in territorio malese. I ricavi dell’esercizio sono stati pari a 31 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile pari a 2,5 milioni
di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
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, a eccezione della Malesia. Come già menzionato, i ricavi dell’esercizio ammontano a 127 milioni di euro e il risultato è rappresentato da un utile di 20,9 milioni di euro. La revisione del bilancio 2006 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
Star Gulf Fz Co - Emirati Arabi Uniti (100% Saipem): la società, registrata negli Emirati Arabi, opera nel settore Offshore anche tramite una propria filiale registrata a Baku, in Azerbaijan. Nel corso dell’esercizio la società ha sviluppato ricavi pari a 39 milioni di
euro e un utile di esercizio pari a 26,1 milioni di euro. La revisione del bilancio 2005 è stata effettuata da PricewaterhouseCoopers.
c) 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.
Kwanda Suporto Logistico Lda (40% Saipem) che non gode di esenzioni o riduzioni d’imposta, svolge attività di supporto logistico per le attività della base di Soyo. Nel corso dell’esercizio la società ha sviluppato ricavi pari a 41,7 milioni di euro e un utile
di esercizio pari a 4,6 milioni di euro.
Petromar Lda che non gode di esenzioni o riduzioni d’imposta, svolge attività di progettazione, approvvigionamento, costruzione, installazione e manutenzione offshore e onshore per progetti da realizzarsi nel Paese.
LUSSEMBURGO
Il Lussemburgo è considerato Paese a regime fiscale privilegiato limitatamente alle società holding di cui alla locale legge del 31
luglio 1929.
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”.
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.
Dichiarazione ai sensi del D.Lgs. 196 del 30 giugno 2003
Il Presidente in qualità di titolare del trattamento dei dati personali dichiara che è stato aggiornato il documento programmatico
sulla sicurezza ai sensi del D.Lgs. 30 giugno 2003, n. 196.
Ai sensi dell’art. 2428 del codice civile la società dichiara di avere una sede secondaria a Cortemaggiore (PC), Via Enrico Mattei 20.
165
Bilancio di esercizio di Saipem SpA
al 31 dicembre 2006
S A I P E M B I L A N C I O 2 0 0 6 / E F F E T T I D E R I VA N T I DA L L ’ A P P L I C A Z I O N E D E G L I I F R S
Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS1
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 (bilancio separato) di Saipem SpA è redatto in conformità ai principi contabili internazionali (IFRS) omologati dalla
Commissione Europea.
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.
L’effetto dell’adeguamento dei saldi iniziali delle attività e delle passività ai nuovi principi è rilevato a patrimonio netto, secondo
le modalità previste dal D.Lgs. 38/2005, tenuto conto del relativo effetto fiscale da iscrivere 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 e del conto economico del bilancio 2005; (ii) la riconduzione dei patrimoni netti al 1° gennaio e al 31 dicembre 2005 con quelli risultanti dall’applicazione degli IFRS; (iii) la riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS;
(iv) la riconciliazione del rendiconto finanziario al 31 dicembre 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS; (v) la natura delle principali rettifiche.
I prospetti di riconciliazione sono stati redatti solo ai fini della transizione agli IFRS adottati dalla Commissione Europea.
Le riconciliazioni agli IFRS relative al bilancio 2005 e quelle relative al primo semestre 2005 sono state oggetto, rispettivamente,
di full audit e revisione contabile limitata da parte della PricewaterhouseCoopers.
I principi contabili internazionali di riferimento sono indicati nella sezione “Criteri di valutazione”. Sono state effettuate alcune
riclassifiche ai fini di una più chiara esposizione di alcune voci patrimoniali.
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 di 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.
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.
(1) 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 Committee (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.
169
(migliaia di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Altre attività finanziarie negoziabili
o disponibili per la vendita
Rimanenze
Altre attività
Attività materiali
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
Passività correnti
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine
Altre passività
Fondo per rischi e oneri
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto di Saipem SpA:
- capitale sociale (interamente versato
e costituito da 441.410.900 azioni
del valore nominale di 1 euro)
- altre riserve
- riserva cash flow hedge
- utile (perdite) relative ai precedenti esercizi
- utile (perdita) dell’esercizio
Azioni proprie
TOTALE PATRIMONIO NETTO
170
1.1.2005
31.12.2004
Stato patrimoniale al 1° gennaio 2005
Precedenti
principi
contabili
Rettifiche
IFRS
9.360
-
9.360
9.360
(861) 1
(861)
21.899
524.586
119.542
37.818
22.940
736.145
21.899
524.586
119.542
37.818
22.940
736.145
99.554
12.886
42.911 1,2
(968) 3
142.465
11.918
142.465
11.918
-
142.465
11.918
1.417.053
20.521
2.563
6.394
1.558.971
2.295.977
(1.721) 1,2
40.222
39.361
1.417.053
20.521
2.563
4.673
1.599.193
2.335.338
1.417.053
20.521
2.563
4.673
1.599.193
2.335.338
1.864
1.417.053
20.521
2.563
4.673
1.599.193
2.337.202
346.805
76.646
566.292
14.654
128.598
1.132.995
8.404 1
8.404
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
425.000
15.218
36.637
47
476.902
1.609.897
22.417 1
(321) 4
22.096
30.500
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
17.968
60.754
686.080
2.295.977
441.178
62.440
103.740
8.861 1,2,3,4,5 26.829
60.754
8.861
694.941
39.361
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
21.899
524.586
119.542
37.818
23.801
737.006
Effetto
applicazione
IAS 32-39
IFRS
-
9.360
(21.899)
23.763
1.864
524.586
119.542
37.818
46.703
738.009
Stato patrimoniale al 31 dicembre 2005
ATTIVITÀ
Attività correnti
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Rimanenze
Altre attività
Attività materiali
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
Passività correnti
Altre passività
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto di Saipem SpA:
- capitale sociale (interamente versato e costituito da 441.410.900 azioni
del valore nominale di 1 euro)
- altre riserve
- riserva cash flow hedge
Azioni proprie
17.575
50.656
562.016
105.285
46.211
35.359
817.102
IFRS
Rettifiche
(migliaia di euro)
31.12.2005
La riconduzione agli IFRS delle diverse voci dello stato patrimoniale del bilancio 2005 è la seguente:
17.575
562.016
105.285
46.211
17.971
749.058
(50.656) 7
(17.388) 1,2
(68.044)
129.522
10.761
1.434.012
39.370 1,2
(646) 3
168.892
10.115
1.434.012
7.025
10.680
1.592.000
2.409.102
4.855 1,2,3,4
(5.860) 1,2
37.719
(30.325)
11.880
4.820
1.629.719
2.378.777
702.331
190.000
426.805
42.230
7.924
1.369.290
235.000
25.306
33.132
36
293.474
1.662.764
441.411
49.133
124.155
7.151
124.488
746.338
2.409.102
5.409 1
8.337 1,2
13.746
14.072 1
(9.354)
4.247 4
8.965
22.711
12.750 1,2,3,4,5,6
(12.199) 6
(2.931) 1,2,3,4,5,6
(50.656) 7
(53.036)
(30.325)
702.331
195.409
426.805
42.230
16.261
1.383.036
249.072
15.952
37.379
36
302.439
1.685.475
441.411
49.133
136.905
(12.199)
7.151
121.557
(50.656)
693.302
2.378.777
171
Conto economico 2005
RICAVI
TOTALE RICAVI
Costi operativi
Acquisti, prestazioni e costi diversi
Costo del lavoro
Utile operativo
Oneri finanziari
Proventi finanziari
Proventi (oneri) finanziari netti
Utili prima delle componenti straordinarie e delle imposte
Proventi (oneri) straordinari
Imposte sul reddito
Utile netto
1.157.458
20.094
1.177.552
(889.734)
(152.984)
(33.963)
100.871
(34.004)
18.388
(15.616)
68.645
159.305
(152)
159.153
(34.665)
124.488
IFRS
Rettifiche
(migliaia di euro)
Riclassifica
componenti
straordinarie
31.12.2005
La riconduzione agli IFRS delle diverse voci del conto economico del bilancio 2005 è la seguente:
1.157.458
20.094
1.177.552
(152)
(152)
(152)
152
-
10.250 1,2,3
791 4
(3.272) 1,2,3
7.769
(60.926) 5,6
50.257 5,6
(10.669)
1.123 8
(1.777)
(1.777)
(1.154)
(2.931)
(879.636)
(152.193)
(37.235)
108.488
(94.930)
68.645
(26.285)
75.173
157.376
157.376
(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 euro)
Riferimento (*)
Patrimonio netto a principi contabili italiani al 1° gennaio 2005
Locazioni finanziarie
Manutenzione ciclica
Costi di ricerca e sviluppo non capitalizzabili
Passività al servizio dei piani per benefici ai dipendenti
Valutazione attuariale fondo TFR
Riclassifica fair value piani stock grant
Effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura del rischio di cambio
Effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazione del tasso di interesse
Riclassifica delle azioni proprie in portafoglio
Variazione netta
Patrimonio netto a principi IFRS
1.
2.
3.
4.
4.
5.
6.
6.
7.
(*) Il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche” del capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS”.
172
686.080
4.479
5.029
(968)
(5.954)
916
5.359
39.589
(12.448)
(21.899)
14.103
700.183
Riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005
La riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:
(migliaia di euro)
Riferimento (*)
1.
2.
3.
4.
4.
5.
6.
6.
7.
Patrimonio netto del bilancio 2005 a principi contabili italiani
Valutazione attuariale fondo TFR
Riclassifica fair value piani stock grant
Effetti associati alla valutazione al fair value dei contratti di copertura da variazione del tasso di interesse
Riclassifica delle azioni proprie in portafoglio
Effetto fiscale
Variazione netta
Patrimonio netto a principi IFRS
746.338
11.751
3.484
(646)
(5.835)
1.588
9.354
(20.742)
(6.189)
(50.656)
4.855
(53.036)
693.302
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 euro)
Riferimento (*)
1.
2.
3.
4.
4.
6.
8.
Utile netto 2005 a principi contabili italiani
Valutazione attuariale del fondo TFR
Storno minusvalenza su cessioni azioni proprie
Effetto fiscale
Effetto totale del passaggio agli IFRS
Utile netto a principi IFRS
124.488
7.272
(1.545)
322
119
672
(9.740)
1.123
(1.154)
(2.931)
121.557
173
Rendiconto finanziario al 31 dicembre 2005
Ammortamenti
Variazioni fondi per rischi e oneri
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 di esercizio
Variazioni:
- rimanenze
- altre attività
- debiti commerciali diversi
- altre passività
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Oneri (proventi) straordinari incassati (pagati)
Investimenti:
- immobilizzazioni immateriali
- partecipazioni e titoli
- crediti finanziari
Disinvestimenti:
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimenti
Assunzione dei debiti finanziari a lungo termine
Rimborso di debiti finanziari a lungo termine
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
Dividendi pagati
Effetto delle differenze cambio
Disponibilità liquide a inizio periodo
Disponibilità liquide a fine periodo
174
IFRS
Effetto
del passaggio
agli IFRS
(migliaia di euro)
Precedenti
principi
contabili
La riconduzione agli IFRS delle diverse voci del rendiconto finanziario riclassificato del bilancio di 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)
(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
NATURA DELLE PRINCIPALI RETTIFICHE
Di seguito è indicata la natura delle principali rettifiche effettuate sul patrimonio netto al 1° gennaio 2006; gli effetti si riflettono
sul conto economico e sullo stato patrimoniale al 31 dicembre 2006.
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 l’iscrizione tra le immobilizzazioni materiali di beni per un
valore di 35.886 migliaia di euro, lo storno di attività per canoni corrisposti anticipatamente per 11.721 migliaia di euro, l’iscrizione di passività finanziarie per 12.414 migliaia di euro, e un incremento del patrimonio netto al 1° gennaio 2005 di 4.479
migliaia di euro e un effetto positivo sull’utile di 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 a 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 sempreché l’ammontare della passività possa essere determinata 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 comportato l’iscrizione nelle immobilizzazioni materiali di costi di manutenzione ciclica relativi a
esercizi precedenti per 3.484 migliaia di euro, determinando un aumento del patrimonio netto al 1° gennaio 2005 di 5.029
migliaia di euro e un effetto negativo sull’utile di esercizio 2005 di 1.545 migliaia di euro.
3. Rettifica immobilizzazioni immateriali (rif. IAS 38 - Attività immateriali)
Secondo i principi contabili italiani i costi di ricerca possono essere imputati a determinate condizioni all’attivo patrimoniale. Gli
IFRS prevedono condizioni più stringenti per la loro imputazione all’attivo patrimoniale. L’applicazione degli IFRS ha determinato la svalutazione di costi capitalizzati per 646 mila euro; e 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, etc.) 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).
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 dipendenti2. Gli oneri connessi (attualizzati), determi-
(2) Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il TFR è assimilato a un programma a benefici definiti.
175
nati sulla base di ipotesi attuariali3, sono accantonati per competenza di esercizio coerentemente al periodo lavorativo necessario per l’ottenimento dei benefici.
L’applicazione degli IFRS ha determinato la diminuzione del fondo TFR per 1.588 migliaia di euro, e l’incremento delle passività
per benefici verso i dipendenti di 5.835 migliaia di euro. Il patrimonio netto al 1° gennaio 2005 ha subito un decremento per
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 a 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 transizione 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 1° gennaio 2005 sono state le seguenti:
(migliaia di euro)
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
1.1.2005
(21.899)
39.589
(12.448)
5.242
(3) 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.
176
S A I P E M B I L A N C I O D I E S E RC I Z I O 2 0 0 6 / S C H E M I
Schemi di bilancio
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
17.574.591
562.016.722
105.284.579
46.211.580
17.970.582
749.058.054
1.457.777
403.789.297
45.304.000
56.271.403
676.742.035
66.071.992
70.310.433
19.077.611
888.473.474
36.507.101
519.932.769
11.094.000
(euro)
(NOTA N. 2)
(NOTA N. 3)
(NOTA N. 4)
(NOTA N. 5)
(NOTA N. 6)
(NOTA N. 7)
(NOTA N. 8)
(NOTA N. 9)
(NOTA N. 10)
(NOTA N. 11)
8.323.035
168.891.778
10.115.785
1.434.012.484
11.879.677
4.818.920
1.629.718.644
2.378.776.698
1.434.012.484
144.946.496
9.653.110
1.662.736.146
3.295.354
1.013.574
4.017.443
1.825.662.123
2.714.135.597
(NOTA N. 12)
(NOTA N. 13)
(NOTA N. 14)
(NOTA N. 15)
(NOTA N. 16)
(NOTA N. 17)
(NOTA N. 18)
(NOTA N. 19)
(NOTA N. 20)
1.662.736.146
3.295.354
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
702.331.345
195.409.420
426.804.286
42.229.628
16.260.203
1.383.034.882
699.892.859
152.937.920
270.468.856
990.149.737
4.740.158
389.941.576
18.220.990
8.374.250
1.411.426.711
989.386.755
3.040.158
227.853.093
249.071.412
15.951.885
37.378.890
36.163
302.438.350
1.685.473.232
14.071.691
481.274.119
18.275.622
41.012.818
25.036
540.587.595
1.952.014.306
3.976.718
(euro)
Passività correnti
Altre passività
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto:
- capitale sociale (*)
- altre riserve
Azioni proprie
15.970.556
31.12.2006
(NOTA N. 1)
31.12.2005
ATTIVITÀ
Attività correnti
Rimanenze
Altre attività
Partecipazioni
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
31.12.2006
31.12.2005
Stato patrimoniale
15.945.480
8.212.884
(NOTA N. 21)
441.410.900
49.132.896
124.707.301
7.151.057
121.557.222
(50.655.910)
693.303.466
2.378.776.698
441.410.900
54.909.006
179.271.579
3.156.939
156.202.375
(72.829.508)
762.121.291
2.714.135.597
(*) Capitale sociale interamente versato costituito da 441.410.900 azioni del valore nominale di 1 euro cadauna.
177
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
1.157.458.445
20.093.472
1.177.551.917
784.800.375
12.016.321
1.042.147.865
32.518.319
1.074.666.184
524.101.310
31.918.742
(879.636.446)
(152.193.196)
(37.234.215)
(1.069.063.857)
108.488.060
(431.026.907)
2.846.321
(824.102.834)
(175.504.861)
(38.427.034)
(1.038.034.729)
36.631.455
(335.663.826)
3.990.558
68.644.850
(94.929.619)
(26.284.769)
75.172.624
157.375.915
(35.818.694)
121.557.221
0,28
0,28
24.985.188
(34.130.658)
53.973.970
(96.092.798)
(42.118.828)
169.651.070
164.163.697
(7.961.322)
156.202.375
0,36
0,35
5.567.773
(42.284.097)
(euro)
Ricavi
Totale ricavi
Costi operativi
Costo lavoro
Totale costi operativi
Utile operativo
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Totale proventi (oneri) finanziari
Utile ante imposte
Imposte sul reddito
Utile netto dell’esercizio
178
31.12.2006
31.12.2005
Conto economico
(NOTA N. 23)
(NOTA N. 24)
(NOTA N. 25)
(NOTA N. 26)
(NOTA N. 27)
(NOTA N. 28)
(NOTA N. 31)
(NOTA N. 31)
75.172.624
169.651.070
Prospetto delle variazioni di patrimonio netto
Riserva per acquisto
azioni proprie
21.899
21.899
-
21.000
21.000
-
-
21.151
21.151
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.038
-
-
-
-
(7.713)
-
-
-
-
-
24.000
-
(10.692)
-
-
-
-
-
35.146
(35.146)
-
(233)
-
-
-
-
-
-
(6.389)
-
-
49.133
49.133
-
58.409
58.409
-
2.286
2.286
-
-
6.224
-
(13.308)
-
-
6.389
50.656
50.656
-
9.854
9.854
-
-
8.902
(1.181)
7.721
-
-
-
-
4.857
-
-
-
48.000
-
5.776
-
-
-
36.371
(5.776)
(36.371)
-
-
-
-
(14.197)
-
-
-
-
-
-
54.909
64.633
2.286
72.830
15.707
-
(4.857)
-
- 60.754
36.002
36.002 60.754
(2.931) 124.488
(38.323)
(57.716)
(3.038)
4.071
(1.181) 124.488
1.181
- 124.488
- 156.202
- 686.080
(21.899) 14.103
(21.899) 700.183
- 121.557
-
(38.323)
-
(65.429)
-
-
-
(35.146) (35.146)
6.389
6.389
4.071
(50.656) 693.302
(50.656) 693.302
- 156.202
20.589
31.008
-
(48.000)
-
-
-
-
-
14.197
-
-
14.197
14.197
3.823
4.857
-
-
-
3.823
-
(7.222)
26.973
(82.399)
(42.089)
Totale
patrimonio netto
Riserva per azioni
proprie in portafoglio
2.286
2.286
-
Azioni proprie
Riserva
di rivalutazione
legge 30.12.1991
n. 413 art. 26
55.371
55.371
-
Riserva legale
62.441
62.441
-
Applicazioni IFRS
Riserva
per sopraprezzo
delle azioni
Saldi al 31.12.2004
441.178
Modifica criteri contabili
Saldi all’1.1.2005 rettificati
441.178
Proventi (oneri) imputati
Destinazione dell’utile residuo
Autorizzazione acquisto
azioni proprie
Operazione di aumento
gratuito capitale sociale
ai sensi art. 2349 c.c.
233
Trasferimento riserva
per azioni proprie cedute
a fronte di piani di incentivazione
Accantonamento stock option/grant
Saldi al 31.12.2005
441.411
Applicazione Decreto 38/2005
Saldi all’1.1.2006 rettificati
441.411
Proventi (oneri) imputati
Destinazione dell’utile residuo
Autorizzazione acquisto
azioni proprie
Scadenza autorizzazione
acquisto azioni proprie
Trasferimento riserva
per azioni proprie cedute
a fronte di piani di incentivazione
Accantonamento stock option/grant
Liberazione riserve non disponibili
Differenza tra il valore di carico
delle azioni proprie cedute
e il prezzo di esercizio
delle stock option e stock grant
esercitate da parte dei dirigenti
Saldi al 31.12.2006
441.411
(migliaia di euro)
Altre riserve
disponibili
Capitale sociale
Altre riserve
di utili non disponibili
Altre riserve
- 156.202
-
20.589
(82.399)
-
(36.371) (36.371)
(7.222)
(72.830) 762.121
179
(migliaia di euro)
Ammortamenti
Variazioni fondi rischi e oneri
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
Imposte sul reddito
Altre rettifiche
Variazioni:
- rimanenze
- altre attività
- altre passività
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
di cui verso correlate
Investimenti:
Disinvestimenti:
- rami d’azienda
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Assunzione dei debiti finanziari a lungo termine
Rimborso di debiti finanziari a lungo termine
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
Dividendi pagati
Effetto delle differenze cambio
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
180
31.12.2005
31.12.2006
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
156.202
38.427
(1.012)
2.323
3.634
554
(7.249)
(174.651)
(1.204)
42.556
17.419
7.962
3.823
88.784
14.258
18.561
(13.014)
(235.789)
(19.285)
(88.912)
55.173
1.245
(29.513)
(18.518)
(80.525)
195.581
38.617
(79.290)
11.881
(40.789)
501
19.704
119.651
1.291
(40.937)
(34.779)
64.930
320.794
(6.069)
(55.858)
(16.959)
(4.574)
(83.460)
(5.648)
(54.405)
(238.750)
(18.919)
(317.722)
177
4.913
(23)
47
5.114
(78.346)
(22.721)
(35.146)
82.067
(164.585)
350.058
(65.430)
202.110
263.180
121
8.214
9.360
17.574
52.730
8.868
6.974
13.935
82.507
(235.215)
(184.395)
(36.371)
400.000
(353.697)
282.128
(82.399)
246.032
92.896
(680)
38.696
17.575
56.271
S A I P E M B I L A N C I O D I E S E RC I Z I O 2 0 0 6 / C R I T E R I D I R E DA Z I O N E - C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E
Secondo le disposizioni del primo comma dell’art. 4 del D.Lgs. 38/2005, a partire dall’esercizio 2006 il bilancio civilistico della
Saipem SpA (bilancio separato) è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi
contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) 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 2002.
Il bilancio è stato redatto 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.
I valori delle voci di bilancio, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in migliaia di euro.
I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio sono indicati nei punti seguenti.
Attività materiali
Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, 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 pronte all’uso.
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 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 impli-
181
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cito 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 motivi 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.
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 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.
Quando il valore di iscrizione della cash generating unit comprensivo dell’avviamento a essa attribuita è superiore al valore recuperabile, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria all’avviamento fino a concorrenza
del suo ammontare; l’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all’avviamento è imputata pro quota al valore di libro degli
asset che costituiscono la cash generating unit. 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, finanziarie o di altro tipo adeguate per completare lo sviluppo e per l’utilizzo o la vendita
dell’attività immateriale; e
(f) la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all’attività immateriale durante lo sviluppo.
Contributi
I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste per
la loro concessione 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, in imprese controllate congiuntamente e in imprese collegate, differenti da quelle possedute per la vendita, 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 con-
182
frontando 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 generalmente 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 a coprire
le sue perdite.
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 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.
Le partecipazioni possedute per la vendita sono valutate al minore tra valore di iscrizione e il loro fair value, ridotto degli oneri di
vendita.
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 della 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); le eventuali svalutazioni sono determinate confrontando il relativo valore di iscrizione con il valore attuale dei flussi di cassa attesi attualizzati al tasso di interesse effettivo definito al momento della rilevazione iniziale. Gli effetti economici della valutazione 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-to-cost).
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.
183
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.
I crediti sono iscritti al costo ammortizzato (v. punto precedente “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 e gli oneri derivanti dalle eventuali
vendite successive sono rilevati rispettivamente a incremento e decremento del patrimonio netto.
Passività finanziarie
I debiti sono rilevati con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie”).
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. 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 al tasso medio del debito dell’impresa; 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 quando 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 sono imputate alla 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.
Nelle note al bilancio sono illustrate 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.
184
Benefici per i dipendenti
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 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 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).
Le obbligazioni, relative ai benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali. Gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero alla modifica delle caratteristiche del beneficio sono rilevati interamente a conto economico.
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, a 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 (per le assegnazioni 2005: 11,756 euro per i beneficiari residenti in Italia e 11,972 euro per i beneficiari residenti in Francia, mentre per il 2006 non è stato attuato alcun piano) 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
(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.
185
(per le assegnazioni 2006: 5,7208 euro per i beneficiari residenti in Italia e 6,1427 euro per i beneficiari residenti in Francia) è rappresentato dal valore dell’opzione determinato applicando il modello Garch 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 della Saipem SpA la rilevazione del costo è effettuata alla voce “Costi per il personale” in contropartita alla voce “Altre riserve” relativamente al fair value, e in contropartita alla voce “Fondi rischi e oneri” relativamente agli oneri a carico del datore di lavoro (oneri sociali e TFR) calcolati sulla base del valore normale delle azioni. Per i piani
a beneficio dei dipendenti delle società controllate, il fair value delle stock grant è rilevato alla data di assunzione dell’impegno
alla voce “Costi per il personale” in contropartita alla voce “Altre riserve”; nell’esercizio stesso il corrispondente ammontare è
addebitato alle imprese di appartenenza in contropartita alla voce “Costi per il personale”.
In presenza di personale dato in comando, il costo è addebitato pro rata temporis alla società presso cui i beneficiari sono in
servizio.
Per i piani di stock option il fair value è rilevato alla voce “Costi per il personale” in contropartita alla voce “Altre riserve”.
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 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 del
periodo di riferimento 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 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.
A decorrere dall’esercizio 2005 Saipem SpA e le 4 società controllate residenti in Italia hanno esercitato l’opzione per il regime
fiscale del Consolidato fiscale nazionale che consente di determinare l’Ires su una base imponibile corrispondente alla somma
algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società. I rapporti economici, oltre che le responsabilità e gli obblighi
reciproci, fra Saipem SpA e le predette società controllate sono definiti nel “Regolamento di partecipazione al regime di tassazione del consolidato nazionale per le società del Gruppo Saipem”, secondo il quale: (i) le società controllate con imponibile positivo trasferiscono a Saipem le risorse finanziarie corrispondenti alla maggiore imposta da questa dovuta per effetto della loro partecipazione al consolidato nazionale; (ii) quelle con imponibile negativo ricevono una compensazione pari al relativo risparmio
d’imposta realizzato da Saipem SpA se e nella misura in cui hanno prospettive di redditività che avrebbero consentito, in assenza
del Consolidato fiscale nazionale, di rilevare imposte anticipate. Conseguentemente l’Ires corrente è calcolata sulla base della
stima: (i) del reddito imponibile di Saipem SpA; (ii) del reddito imponibile negativo delle controllate senza prospettive di redditività partecipanti al consolidato nazionale, perché il relativo risparmio d’imposta rimane acquisito da Saipem SpA; (iii) del reddito imponibile delle sue controllate e collegate residenti in paesi con regimi fiscali privilegiati, proporzionalmente alla partecipazione detenuta, qualora ricorrano le condizioni per la tassazione per imputazione prevista dagli articoli 167 e 168 del
D.P.R. 917/1986.
Il debito per imposte è rilevato alla voce “Passività per imposte correnti” al netto degli acconti versati, delle ritenute subite e, in
genere, dei crediti di imposta. Alla stessa voce “Passività per imposte correnti” è iscritta l’Ires corrente calcolata sulla base della
stima degli imponibili positivi e negativi delle società controllate che hanno aderito al Consolidato fiscale nazionale, al netto degli
acconti versati, delle ritenute subite e dei crediti d’imposta di competenza delle società stesse; in contropartita al debito per
imposte sono iscritti i corrispondenti crediti di Saipem SpA verso le società del Gruppo per l’imposta corrente corrispondente agli
186
imponibili positivi nell’ambito del Consolidato fiscale nazionale. Il debito per le compensazioni dovute alle società controllate con
imponibile negativo e con prospettive di redditività è rilevato alla voce “Debiti verso imprese controllate”.
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 considerato 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 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 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 a 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 a 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.
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;
(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;
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.
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.
187
Rischio di cambio
L’esposizione ai tassi di cambio deriva dall’operatività di Saipem 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 funzione
Finanza che monitora la corretta correlazione tra strumenti derivati e flussi sottostanti e l’adeguata rappresentazione contabile in
ottemperanza ai principi contabili internazionali.
Il rischio connesso alle oscillazioni dei tassi di interesse è correlato essenzialmente a finanziamenti a lungo termine negoziati a
tassi variabili. Il rischio è gestito mediante operazioni di Interest Rate Swap (IRS), 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 funzione Finanza di Saipem. Allo stato attuale, non vi sono concentrazioni significative di rischio credito.
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”.
Schemi contabili
Le voci dello schema di stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura.
Lo schema di rendiconto finanziario è definito secondo il “metodo indiretto” rettificando l’utile dell’esercizio delle componenti
di natura non monetaria.
Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi del periodo e le altre variazioni del patrimonio netto.
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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 perché 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
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
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 determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle pre-
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stazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie,
comprese assunzioni sulla crescita inflattiva 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).
Le ipotesi attuariali sono adottate anche per la determinazione delle obbligazioni relative ai benefici a lungo termine; a tal fine,
gli effetti delle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero delle caratteristiche del beneficio sono rilevate interamente a conto economico.
Con il regolamento n. 108/2006 emesso dalla Commissione Europea in data 11 gennaio 2006, è stato omologato l’IFRS 7
“Strumenti finanziari: Informazioni integrative” che stabilisce le informazioni da fornire nelle note al bilancio sugli strumenti finanziari e sull’esposizione, politiche e obiettivi di gestione dei rischi finanziari dell’impresa. Le disposizioni dell’IFRS 7 includono alcune informazioni attualmente previste dallo IAS 32 “Strumenti finanziari: Esposizione in bilancio e informazioni integrative”.
Le modifiche e le integrazioni ai principi contabili internazionali dell’IFRS 7 sono efficaci a partire dal 1° gennaio 2007.
Allo stato Saipem sta analizzando il principio e valutando se la sua adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
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Attività correnti
1
Sono costituiti dalle disponibilità temporanee generate nell’ambito della gestione di tesoreria e sono relativi a conti correnti ordinari presso banche italiane per 7.618 migliaia di euro, presso banche delle filiali estere per 11.522 migliaia di euro e conti correnti
ordinari presso le società finanziarie di Gruppo, Enifin SpA, Eni International Bank Ltd per 36.507 migliaia di euro. Le disponibilità
liquide di fine esercizio in moneta diversa dall’euro riguardano principalmente le seguenti valute, USD per 28.522 migliaia di euro
e GBP (lira sterlina) per 2.400 migliaia di euro.
Il denaro e i valori in cassa ammontano a 624 mila euro, di cui 18 mila euro presso la sede e le basi operative in Italia e 606 mila
euro presso le filiali estere, con un aumento di 28 mila euro rispetto al 31 dicembre 2005. La giacenza è da ritenersi congrua in
relazione ai fabbisogni dell’attività operativa e alle difficoltà di poter ricorrere a sistemi alternativi di pagamento, in considerazione delle aree geografiche nelle quali la stessa è espletata.
Sulle disponibilità liquide non esiste alcun vincolo e, relativamente ai conti cassa e ai conti bancari attivi all’estero, non esistono
restrizioni valutarie, o di altro genere, alla loro trasferibilità in Italia.
Le disponibilità esistenti al 31 dicembre 2006 presentano la seguente ripartizione per area geografica:
(migliaia di euro)
2005
2006
Italia
Resto d’Europa
CSI
Resto Asia
Africa
Americhe
Totale
5.017
2.382
686
217
4.323
4.950
17.575
43.726
2.711
2.512
712
1.430
5.180
56.271
2
(migliaia di euro)
Crediti verso:
- joint venture
- clienti
- imprese controllate
- imprese collegate
- imprese controllanti
- altri
Totale generale
20.790
237.937
235.258
7.508
19.110
41.413
562.016
Valore netto
al 31.12.2006
Valore netto
al 31.12.2005
I crediti iscritti tra le attività correnti ammontano a 676.742 migliaia di euro con un incremento di 114.725 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e sono analizzabili come segue:
di cui
scadenti oltre
l’esercizio
successivo
di cui
scadenti
oltre
i 5 anni
8.180
1.010
9.190
11
11
21.302
239.431
310.463
13.839
48.441
43.266
676.742
di cui
scadenti oltre
l’esercizio
successivo
di cui
scadenti
oltre
i 5 anni
4.438
590
5.028
-
191
S A I P E M B I L A N C I O D I E S E RC I Z I O 2 0 0 6 / N O T E I L LU S T R AT I V E D E L L E VO C I D I B I L A N C I O
Crediti commerciali
Altri crediti
Totale
1.665
1.665
(1.582)
(1.582)
31.12.2006
18.356
1.961
20.317
Utilizzazioni
Accantonamenti
(migliaia di euro)
31.12.2005
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 20.400 migliaia di euro (20.317 migliaia di euro al 31 dicembre 2005).
18.439
1.961
20.400
I crediti commerciali ammontano a 521.116 migliaia di euro con un incremento di 65.498 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente. Nell’importo indicato sono comprese le cambiali per un ammontare di 4.864 migliaia di euro e le ritenute a garanzie
per un importo di 5.749 migliaia di euro.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33.
Gli altri crediti ammontano al 31 dicembre 2006 a 43.266 migliaia di euro, con un incremento di 1.853 migliaia di euro rispetto
all’esercizio precedente e sono così analizzabili:
(migliaia di euro)
Importi esigibili entro l’esercizio successivo:
- acconti a fornitori
- crediti verso il personale
- Consorzio CEPAV Due
- depositi cauzionali
- società finanziarie di Gruppo conto deposito
- assicurazioni
- crediti verso enti previdenziali
- cambiali attive
- crediti diversi
a dedurre:
- fondo svalutazione crediti diversi
Totale entro l’esercizio successivo
Importi esigibili oltre l’esercizio successivo:
- depositi cauzionali
- cambiali attive
- altri debitori
- crediti per anticipi imposte sul TFR L. 662/1996
Totale oltre l’esercizio successivo
Totale generale
31.12.2005
31.12.2006
14.027
8.725
9.720
1.814
302
188
351
41
7.196
4.335
13.243
10.920
2.378
605
201
176
41
12.738
(1.961)
40.403
(1.961)
42.676
396
183
3
428
1.010
41.413
429
111
2
48
590
43.266
I crediti rappresentati da cambiali, maturano interessi al tasso medio dell’8,24% annuo.
Non vi sono crediti con esigibilità prevista oltre i cinque anni.
Gli altri crediti includono crediti verso imprese del Gruppo Eni per 891 mila euro e verso imprese controllate per 10.920 migliaia
di euro.
I crediti commerciali e altri crediti comprendono crediti commerciali in moneta diversa dall’euro pari a 245.704 migliaia di euro,
e riguardano principalmente le seguenti valute, USD per 235.772 migliaia di euro, GBP (lira sterlina) per 2.241 migliaia di euro e
NOK (corone norvegesi) per 1.748 migliaia di euro.
192
Articolazione dei crediti per area geografica
L’articolazione dei crediti commerciali e altri crediti per area geografica risulta la seguente:
(migliaia di euro)
Italia
Estero
Resto Europa
CSI
Resto Asia
Africa
Americhe
Totale
Totale generale
3
2005
2006
70.007
93.768
239.192
53.973
39.107
139.860
19.877
492.009
562.016
240.473
134.581
46.429
136.679
24.812
582.974
676.742
Rimanenze
Materie prime, sussidiarie e di consumo
Lavori in corso su ordinazione
Totale
Valore netto
al 31.12.2006
(migliaia di euro)
Valore netto
al 31.12.2005
Il valore delle rimanenze al 31 dicembre 2006 ammonta a complessive 66.072 migliaia di euro, con un decremento di 39.213
migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2005. Il dettaglio è riportato nel prospetto che segue:
49.253
56.032
105.285
46.830
19.242
66.072
La voce materie prime, sussidiarie e di consumo comprende le parti di ricambio per l’attività di perforazione e di costruzione, nonché materiale di consumo destinato a uso interno e non alla vendita.
L’importo al 31 dicembre 2006 è di 46.830 migliaia di euro, con un decremento netto di 2.423 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente; le stesse sono esposte al netto del fondo svalutazione di 1.121 migliaia di euro.
La consistente diminuzione rispetto al precedente esercizio è da ricondursi alla cessione a una controllata estera dei magazzini
ubicati su alcuni mezzi di perforazione.
Le rimanenze di magazzino non sono soggette ad alcun gravame giuridico (pegno, patto di riservato dominio, etc.).
I lavori in corso su ordinazione ammontano a 19.242 migliaia di euro con un decremento di 36.790 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente e sono relativi a commesse in corso di realizzazione nel settore Offshore in Libia, Italia e Russia.
4
Ammontano a 70.310 migliaia di euro con un incremento di 24.099 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
Il saldo è così composto:
(migliaia di euro)
Amministrazione finanziaria italiana:
- per crediti Iva
- per crediti di imposta sul reddito
- per altri rapporti
Amministrazioni finanziarie estere:
- per crediti Iva
- per crediti di imposta sul reddito
- per altri rapporti
Totale
31.12.2005
31.12.2006
31.456
155
1.005
35.062
16.786
684
4.881
7.654
1.060
46.211
11.261
3.503
3.014
70.310
193
I crediti per imposte estere comprendono, principalmente, i crediti vantati da alcune filiali estere nei confronti delle amministrazioni finanziarie locali per imposte versate anticipatamente.
Le imposte sul reddito sono commentate alla nota 27.
5
Altre attività
Ammontano a 19.078 migliaia di euro e sono analizzabili nel modo seguente:
(migliaia di euro)
31.12.2005
31.12.2006
6.263
11.708
17.971
12.362
6.716
19.078
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge su valute
Altre attività
Totale
Le altre attività al 31 dicembre 2006 sono composte principalmente da 5.205 migliaia di euro per prestazioni di servizi anticipate e da 713 migliaia di euro per commissioni su fidejussioni di competenza di esercizi futuri. Non vi sono ratei attivi (15 mila euro
al 31 dicembre 2005 relativi a interessi attivi maturati su finanziamenti).
La variazione del valore di mercato dei derivati di copertura cash flow hedge su valuta rilevata a patrimonio netto ammonta a
21.758 migliaia di euro.
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 22.
6
194
Totale
iImmobilizzazioni
materiali
Attrezzature
industriali
e commerciali
40.497
305.960
129.012
8.276
45.629
529.374
8.251
(7.059)
(568)
41.121
14.242
923
2.128
13.579
80
(870)
(472)
335.570
10.478
15
(4.037)
(2.225)
133.243
821
(89)
(798)
8.210
17.562
(13.594)
(44.466)
5.131
51.354
923
2.128
80
(56.521)
(4.063)
523.275
22.591
216.711
114.628
6.552
5.356
(6.817)
(559)
20.571
20.550
18.273
(513)
(354)
(378)
233.739
101.831
8.313
(3.480)
(2.114)
117.347
15.896
968
(52)
(796)
6.672
1.538
Altri beni
Impianti
e macchinari
Costo originario
Saldo al 31.12.2005
Movimenti dell’esercizio:
- acquisizioni terzi
- produzione interna
- acquisizioni intercompany
- trasferimenti a immobilizzazioni materiali in corso
- trasferimenti a immobilizzazioni immateriali
- alienazioni
- radiazioni
Saldo al 31.12.2006
Fondo ammortamento
Saldo al 31.12.2005
- ammortamenti
- rettifiche ammortamento utilizzo contributi
- alienazioni
- radiazioni
Saldo al 31.12.2006
Valore netto di bilancio
Terreni
e fabbricati
(migliaia di euro)
immobilizzazioni
in corso e acconti
La consistenza degli immobili ammonta a 144.946 migliaia di euro con una diminuzione di 23.946 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente; i movimenti intervenuti nell’esercizio sono analizzati nella tabella seguente:
5.131
360.482
32.910
(513)
(10.703)
(3.847)
378.329
144.946
Nel corso dell’esercizio 2006 si sono verificate le seguenti variazioni in aumento:
(migliaia di euro)
Terreni e fabbricati:
- fabbricati
- costruzioni leggere
Totale
Impianti e macchinari:
- lavori per modifiche e migliorie apportate a mezzi specifici di costruzione
- nuovi investimenti e migliorie su macchinari vari per le attività di costruzione e perforazione
- lavori per modifiche e migliorie apportate a mezzi specifici di perforazione
- migliorie al mezzo Scarabeo 5
Totale
Attrezzature industriali e commerciali:
- acquisto di mezzi mobili speciali, automezzi e fuoristrada, escavatori e altri mezzi
- acquisto di attrezzatura varia di perforazione
- acquisto di attrezzature e strumenti vari per controlli radiografici e per l’attività di costruzione
Totale
Altri beni:
- mobili, arredi
78
8.173
8.251
2.709
10.277
2.448
1.859
17.293
4.923
4.064
1.491
10.478
312
- personal computer, unità di sistema e stampanti
Totale
509
821
Terreni e fabbricati:
- costruzioni leggere
Totale
Impianti e macchinari:
- impianti generici
- impianti perforazione
- impianti specifici di costruzione
Totale
Attrezzature industriali e commerciali:
- mezzi mobili speciali, automezzi, escavatori, pale meccaniche e altri mezzi
- attrezzatura varia di costruzione
- attrezzatura varia di perforazione
- autovetture, motoveicoli e simili
Totale
Altri beni:
- mobili e macchine ordinarie d’ufficio ed elettroniche
Totale
Radiazioni
(migliaia di euro)
Alienazioni
Nel corso dell’esercizio 2006 si sono verificate le seguenti variazioni in diminuzione:
7.059
7.059
568
568
584
282
4
870
204
264
4
472
3.708
86
215
28
4.037
170
88
1.707
260
2.225
89
89
798
798
Nel corso dell’esercizio sono stati effettuati acquisti intercompany di attrezzatura varia di montaggio e perforazione per complessivi 2.128 migliaia di euro principalmente da Saipem (Portugal) Comércio Marítimo e in parte da Saipem (Nigeria) Ltd e da
Saipem UK Ltd.
Sono state effettuate inoltre vendite intercompany alla ER SAI Caspian Contractors Llc, alla North Caspian Service Co che hanno
riguardato i mezzi navali Ersai 1, Castoro 12 e alla Saudi Arabian Saipem Ltd inerente attrezzatura varia di montaggi terra; tali vendite sono avvenute sulla base di valutazioni effettuate da periti esterni.
195
Le vendite hanno generato:
- plusvalenze per 7.249 migliaia di euro (di cui 896 mila euro per il Castoro 12 e 3.361 migliaia di euro per l’Ersai 1);
- minusvalenze per 337 mila euro.
Gli effetti economici delle alienazioni e radiazioni di immobilizzazioni materiali sono indicati alle voci del conto economico “Altri
ricavi e proventi” (nota n. 23) e “Altri oneri” (nota n. 24).
Ammontano a 5.131 migliaia di euro e si riferiscono per la quasi totalità all’acquisto di 2 impianti di perforazione terra da destinarsi in Algeria e all’upgrading di mezzi di costruzione terra con destinazione Australia.
Nel corso dell’esercizio si sono verificate variazioni in aumento per un importo pari a 17.562 migliaia di euro, variazioni in diminuzione per 13.594 migliaia di euro e alienazioni per 44.466 migliaia di euro, come in precedenza commentato.
Lo stato di ammortamento delle singole voci di bilancio alla fine dell’esercizio è il seguente:
31.12.2005
31.12.2006
Terreni e fabbricati
Altri beni
56
73
89
79
50
70
88
81
Immobilizzazioni materiali nel complesso
68
72
(%)
Le quote di ammortamento, imputate a conto economico, sono state calcolate in relazione all’utilizzo atteso, alla destinazione e
alla durata economica-tecnica dei cespiti, sulla base del criterio della residua possibilità di utilizzazione. Tale criterio viene ben
rappresentato dalle seguenti aliquote:
(%)
min
max
3
10
7,5
12
12,5
15
67
20
Fabbricati industriali
Altri beni
Da 2 a 5 anni
Tasso medio (%)
1.631
930
2.561
Da 1 a 2 anni
27.977
2.200
30.177
Canone
30.279
2.800
33.079
Debito residuo
al 31.12.2006
Impianti di perforazione terra
Totale
Valore
al 31.12.2006
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2005
Leasing finanziario
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono beni condotti in locazione finanziaria per 30.177 migliaia di euro riferiti principalmente al contratto di locazione finanziaria per l’utilizzo della piattaforma per le perforazioni in acque profonde Scarabeo 5
e a due impianti di perforazione a terra.
Il valore al 31 dicembre 2006 dei mezzi assunti in leasing viene analizzato come segue:
7.017
1.700
8.717
7.017
1.700
8.717
-
3,60
3,84
-
Il valore della piattaforma Scarabeo 5 non comprende il costo residuo da ammortizzare delle migliorie e delle manutenzioni cicliche, eseguite sul mezzo, che ammontano complessivamente a 9.620 migliaia di euro e a 9.301 migliaia di euro rispettivamente al
31 dicembre 2005 e al 31 dicembre 2006.
196
7
Altre
Costo originario
Saldo al 31.12.2005
Acquisizioni
Trasferimenti
Trasferimenti alle immobilizzazioni materiali
Saldo al 31.12.2006
Ammortamenti accumulati
Saldo al 31.12.2005
Ammortamenti
Saldo al 31.12.2006
71.961
5.260
1.049
78.270
95
95
5.172
1.255
6.427
65.304
4.757
70.061
45
19
64
-
70.521
6.031
76.552
874
8.209
31
539
9.653
Valore netto
Totale
immobilizzazioni
immateriali
Diritti di brevetto
industriale
e diritti
di utilizzazione
delle opere
dell’ingegno
7.301
7.301
(migliaia di euro)
Immobilizzazioni
in corso e acconti
Costi di sviluppo
Ammontano a 9.653 migliaia di euro con una diminuzione netta di 463 mila euro rispetto all’esercizio precedente; i movimenti
intervenuti nell’esercizio sono analizzati nella tabella seguente:
1.280
388
(1.049)
(80)
539
80.637
5.648
(80)
86.205
Nel corso dell’esercizio 2006 si sono verificate le seguenti variazioni in aumento:
(migliaia di euro)
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno:
- acquisto licenza unlimited my SAP ERP
- sistemi di gestione
- project management
- acquisto software
- roll-out Saipem sa
- implementazione modello Snamprogetti e integrazione infrastrutture
- implementazione, sviluppo e ottimizzazione SAP
- sicurezza fase 2
- sistema consolidamento SEM
- implementazione, sviluppo e gestione del personale
- sistema innovativo saldatura (CWS application)
- altre
Totale
Trasferimento dalle immobilizzazioni in corso per costi relativi a progetti:
- generic turret for FPSO
- brevetti vari
- heavy lifting guidance
Totale
2.371
765
399
387
350
282
211
211
198
67
16
3
5.260
552
380
117
1.049
197
(migliaia di euro)
Variazioni in aumento
Costi sostenuti nell’ambito dei progetti denominati:
- brevetti vari
- Kashagan pile and flares equipments
Totale
Variazioni in diminuzione
Trasferimento a:
- brevetti vari
Totale
- Kashagan pile and flares equipments
Totale
161
101
80
46
388
380
552
117
1.049
80
80
La composizione delle immobilizzazioni immateriali è la seguente:
- la voce “Costi di sviluppo” comprende i costi sostenuti per migliorare e ammodernare le tecnologie e i sistemi operativi tipici
dell’attività della società;
- la voce “Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno” è relativa al potenziamento dei programmi di software nonché a processi sviluppati internamente per migliorare e ammodernare i sistemi operativi e tecnologici.
Le aliquote di ammortamento utilizzate sono comprese nei seguenti intervalli:
(%)
Costi di sviluppo
Diritto di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere di ingegno
8
20,00
6,66
20,00
3,33
Partecipazioni
Sono costituite da “Partecipazioni” per un ammontare complessivo di 1.662.736 migliaia di euro e presentano, rispetto all’esercizio precedente, una variazione netta in aumento di 228.724 migliaia di euro.
Ammontano a 1.662.597 migliaia di euro, con un incremento di 228.730 migliaia di euro.
Ammontano a 10 mila euro e rispetto all’esercizio precedente non presentano alcuna variazione.
Ammontano a 129 mila euro con un decremento di 6 mila euro rispetto all’esercizio precedente.
198
Rispetto all’esercizio precedente presentano un aumento di 228.724 migliaia di euro dovuto alle seguenti variazioni:
(migliaia di euro)
Costituzione in data 07.03.2006 di Saipem Projects SpA mediante sottoscrizione di n. 5.000.000 azioni ordinarie da 1 euro
Acquisto da Eni SpA in data 29.06.2006 di n. 4.510.107 azioni ordinarie della Energy Maintenance Services SpA al prezzo di
Azzeramento del capitale sociale di Saipem Projects SpA a parziale copertura delle perdite ai sensi dell’art. 2447 c.c.
Versamento in data 30.10.2006 in conto capitale di Saipem Projects SpA a copertura delle perdite residue e ricostituzione
del capitale sociale mediante sottoscrizione di n. 216.500.00 azioni dal valore nominale di 1 euro
Rimborso di riserve della Energy Maintenance Services SpA
Stralcio della partecipazione nel Consorzio Saitre a seguito della liquidazione dello stesso
Totale
5.000
13.750
(5.000)
220.000
(5.000)
(26)
228.724
Partecipazioni possedute direttamente (art. 2427 n. 5 del codice civile)
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
51,00
Differenza rispetto
valutazione
al patrimonio netto
(c=a-b)
406
369.863
10.133
2.990
(15.155)
(4.678)
pareggio
Valore
con il metodo
del patrimonio
netto (b)
100,00
961.390 1.011.610
(50.220)
Valore di bilancio
(a)
52.488
(%)
119.935
Quota posseduta
Capitale
Valuta
Utile (Perdita)
Intermare Sarda SpA
Saipem International BV (2)
Energy Maintenance Service SpA
Saipem Projects SpA
Saipem FPSO SpA
Consorzio Sapro
Totale
Imprese controllate indirette
per l’Alta Velocità) Uno (3)
per l’Alta Velocità) Due (4)
Imprese collegate
Consorzio U.S.G.
Montigny
le Bretonneux
Tortolì
Amsterdam
S. Donato Milanese
S. Donato Milanese
S. Donato Milanese
S. Donato Milanese
Pescara
EUR
S. Donato Milanese
EUR
52
52
pareggio
0,26
-
-
-
S. Donato Milanese
EUR
52
52
pareggio
12,00
6
6
-
Parma
EUR
26
273
40,00
10
109
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
26.489
Patrimonio netto
(escluso risultato)
Partecipazioni che costituiscono
immobilizzazioni in:
Imprese controllate
Saipem sa (2)
(1)
(2)
(3)
(4)
Bilancio dell’esercizio 2006 (1)
Sede
Descrizione
(migliaia di euro)
6.708
10.714
172.444 1.319.876
9.020
11.516
2.550
10.303
216.500
225.000
884
38.538
10
10
(53)
7.637
12.351
(4.714)
454.333 1.689.739 (1.235.406)
13.260
22.952
(9.692)
5.495
15.170
(9.675)
220.000
209.828
10.189
471
33.673
(33.202)
5
5
1.662.591 2.995.328 (1.332.720)
(99)
Approvati dalle Assemblee degli Azionisti o predisposti dai Consigli di Amministrazione per l’approvazione da parte delle rispettive assemblee.
Il valore determinato con il metodo del patrimonio netto si riferisce ai subconsolidati coerenti con i valori utilizzati ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato di Gruppo.
La quota complessiva posseduta anche tramite Snamprogetti SpA è pari al 50,36%.
La quota complessiva posseduta anche tramite Snamprogetti SpA è pari al 52,00%.
199
Totale
1.433.867
228.750
(26)
6
1.676.590
(13.973)
228.750
(26)
6
1.662.597
-
10
10
-
10
(migliaia di euro)
Altre imprese
Saldo iniziale
Movimenti di esercizio:
- trasferimenti ad altre imprese
Saldo finale
Totale
10
- acquisizioni
Saldo finale
Rettifiche
di valore
Imprese collegate
Saldo iniziale
(migliaia di euro)
Costo
Totale
(13.973)
Rettifiche
di valore
1.447.840
Costo
Imprese controllate
Saldo iniziale
- acquisizioni
- liquidazioni
- trasferimenti da altre imprese
Saldo finale
Rettifiche
di valore
(migliaia di euro)
Costo
370
(235)
135
(6)
364
(235)
(6)
129
Le partecipazioni possedute direttamente dalla Società al 31 dicembre 2006, in imprese controllate e collegate, sono elencate
nelle tabelle in precedenza riportate; la Società non possiede partecipazioni per tramite di società fiduciarie o per interposta persona.
Non esistono restrizioni alle disponibilità delle partecipazioni immobilizzate, né diritti di opzione e privilegi sulle stesse a eccezione di n. 6 azioni ordinarie di Saipem sa concesse in prestito temporaneo ad amministratori della stessa, così come stabilito
dallo statuto societario. Rispetto al 31 dicembre 2005 le partecipazioni non sono state oggetto di cambiamento di destinazione.
9
L’importo di 3.295 migliaia di euro è relativo al fair value dei derivati di apertura su tassi di interesse, stipulato con la finanziaria di
Gruppo Enifin SpA. Il suddetto importo è stato considerato a decremento dell’indebitamento finanziario netto.
200
10
I crediti per imposte anticipate ammontano a 1.014 migliaia di euro con un decremento di 10.866 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. I crediti sono esposti al netto del fondo imposte differite in quanto totalmente compensabili e sono così analizzabili:
(migliaia di euro)
Imposte anticipate su:
- effetto fiscale sulle rettifiche IFRS
- fondo svalutazione crediti
- fondi rischi e oneri
- fondo benefici ai dipendenti
- altre
Totale imposte anticipate
Imposte differite su:
- effetto fiscale sulle rettifiche IFRS
- ammortamenti anticipati
- dividendi
- altre
Totale imposte differite
Totale come da bilancio
2005
2006
11.123
5.498
2.354
1.478
799
21.252
5.113
5.135
2.575
2.323
936
16.082
(6.268)
(2.114)
(660)
(331)
(9.373)
11.879
(11.304)
(2.114)
(1.650)
(15.068)
1.014
Nella determinazione dei crediti per imposte anticipate non si è tenuto conto della differenza temporanea relativa alle riserve in
sospensione d’imposta perché non è prevista la distribuzione.
Le imposte imputate a conto economico sono analizzate a commento della voce “Imposte sul reddito”.
11
Altre attività
Risconti attivi
Ammontano a 4.017 migliaia di euro e sono costituiti da quote risconti di costi di competenza di esercizi futuri relativi a:
(migliaia di euro)
Costi per servizi
Canoni per locazione finanziaria
Totale
31.12.2005
31.12.2006
4.819
4.819
4.017
4.017
Passività correnti
12
Le passività finanziarie a breve termine di 990.149 migliaia di euro riguardano:
Debiti verso banche
L’importo interamente esigibile entro l’esercizio successivo è costituito per 763 mila euro dalla temporanea esposizione sui conti
bancari ordinari.
201
Debiti verso altri finanziatori
Ammontano al 31 dicembre 2006 a 989.386 migliaia di euro con un incremento di 289.493 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente.
Sono così dettagliati:
31.12.2005
(migliaia di euro)
Imprese finanziarie di Gruppo:
- Enifin SpA
- Eni Coordination Center SA
- altri
Altri finanziatori - Consorzio CEPAV Due
Totale
31.12.2006
687.582
977.075
557.580
130.000
2
903.847
73.000
228
12.311
699.893
12.311
989.386
Le passività finanziarie a breve termine sono quasi interamente denominate in euro tranne un importo di 6 mila euro in GBP (lira
sterlina) e un importo di 3 mila euro in NOK (corone norvegesi).
I debiti presentano un tasso di interesse medio ponderato pari al 3,10%.
13
Totale
di cui
scadenti oltre
l’esercizio
successivo
di cui
scadenti
oltre
i 5 anni
Totale
di cui
scadenti oltre
l’esercizio
successivo
di cui
scadenti
oltre
i 5 anni
22.909
22.909
-
-
23.215
23.215
-
-
5.018
-
-
17.032
120.284
136.979
2.305
2.142
-
-
-
-
-
-
29
29
-
2
2
-
(migliaia di euro)
Acconti
Totale
Debiti verso:
- joint venture
- fornitori
- imprese controllate
- imprese collegate
Debiti verso committenti:
- terzi
Debiti enti previdenziali
Debiti verso altri
Totale generale
202
Valore netto
al 31.12.2006
Valore netto
al 31.12.2005
Ammontano a 389.942 migliaia di euro con un decremento di 36.862 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e si analizzano come segue:
132.334
136.130
1.137
5.490
93.656
4.322
25.808
426.804
9.013
51.807
4.344
22.821
389.942
Gli acconti ammontano a 23.215 migliaia di euro, con un aumento di 306 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e sono
relativi a:
(migliaia di euro)
Acconti da clienti:
- Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co BV
- Eni Gas BV (ex Agip Gas BV)
- Eni SpA Divisione Exploration & Production
- Saipem sa
- InAgip doo
- Medgaz SA
- Gulf of Suez Petroleum Co
- Blue Stream Pipeline Co BV
- Raffineria di Gela SpA
- altri clienti
Totale
31.12.2005
31.12.2006
19.014
1.896
18
75
606
623
529
148
22.909
14.752
27
18
4.250
3.398
623
147
23.215
I debiti verso fornitori ammontano a 120.284 migliaia di euro con una diminuzione di 12.050 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
I debiti verso committenti, pari a 60.820 migliaia di euro, riguardano rettifiche di ricavi correlate alla valutazione delle commesse pluriennali.
I debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale ammontano complessivamente a 4.344 migliaia di euro, con un aumento di 22 mila euro rispetto all’esercizio precedente.
Gli importi esigibili entro l’esercizio successivo ammontano a 4.342 migliaia di euro e sono relativi a debiti verso Inps per 3.076
migliaia di euro, verso Inail per 206 mila euro, e per 1.060 migliaia di euro verso altri istituti previdenziali.
Gli importi esigibili oltre l’esercizio successivo, pari a 2 mila euro (29 mila euro al 31 dicembre 2005), sono relativi a debiti verso
altri enti di previdenza di competenza di una filiale estera.
Gli altri debiti ammontano a 22.821 migliaia di euro, con una diminuzione di 2.987 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
Gli importi sono tutti esigibili entro l’esercizio successivo e sono relativi a debiti verso:
(migliaia di euro)
Creditori diversi
Debiti verso dipendenti
Consulenti e professionisti
Compagnie di assicurazione
Amministratori e Collegio Sindacale
Totale
31.12.2005
31.12.2006
7.778
12.515
766
4.505
244
25.808
4.965
13.654
868
3.003
331
22.821
Non vi sono “Altri debiti” esigibili oltre l’esercizio.
I debiti commerciali e altri debiti comprendono debiti verso fornitori in moneta diversa dall’euro pari a 45.801 migliaia di euro, e
riguardano principalmente le seguenti valute, USD per 29.564 migliaia di euro, GBP per 13.384 migliaia di euro e NOK (corone
norvegesi) per 735 mila euro.
203
L’articolazione dei debiti commerciali e altri debiti per area geografica risulta la seguente:
(migliaia di euro)
Italia
Estero
Resto Europa
Africa
Americhe
CSI
Resto Asia
Totale
Totale generale
2005
2006
109.621
108.556
209.294
29.350
12.777
38.844
26.918
317.183
426.804
203.571
11.715
11.689
26.476
27.935
281.386
389.942
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33.
14
Ammontano al 31 dicembre 2006 a 18.221 migliaia di euro, con una diminuzione di 24.009 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente, e si riferiscono principalmente a imposte dovute all’Amministrazione finanziaria per Ires di competenza dell’esercizio.
Si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Debiti per imposte sul reddito
Debiti per Iva estera
Debiti per ritenute d’acconto
Debiti per altre imposte e tasse
Totale
31.12.2005
31.12.2006
32.452
9.571
45
162
42.230
11.591
3.970
204
2.456
18.221
Le altre imposte e tasse riguardano principalmente debiti verso l’Erario per Irpef relativo ai dipendenti per un importo di 2.386
migliaia di euro.
Sono stati definiti i periodi d’imposta rispettivamente fino al 2002 per le imposte dirette e al 2001 per le imposte indirette. Non
vi sono perdite fiscali riportate a nuovo utilizzabili da parte della Società.
Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 27.
15
Altre passività
Le altre passività di 8.374 migliaia di euro si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Fair value contratti di copertura cash flow hedge su valute
Altre passività
Totale
31.12.2005
31.12.2006
15.330
930
16.260
8.213
161
8.374
Le altre passività comprendono ratei passivi per 161 mila euro (930 mila euro al 31 dicembre 2005) relativi a interessi su finanziamenti.
Non vi sono ratei verso entità correlate.
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate nella nota n. 22.
204
16
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine
(migliaia di euro)
Banche
Altri finanziatori
31.12.2006
31.12.2005
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 486.014 migliaia di euro (444.786 migliaia
di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Quote
a lungo
termine
Quote
a breve
termine
Totale
Quote
a lungo
termine
Quote
a breve
termine
Totale
235.305
15.772
251.077
40.000
153.709
193.709
275.305
169.481
444.786
475.000
3.977
478.977
2.297
4.740
7.037
477.297
8.717
486.014
(migliaia di euro)
Verso banche e altri finanziatori
Verso imprese del Gruppo Eni
Totale
Scadenza
a lungo termine
Valore
al 31 dicembre
Scadenza
a breve termine
Le passività finanziarie a lungo termine, tutte denominate in euro, comprensive delle quote a breve termine, di 486.014 migliaia
di euro aumentano di 41.228 migliaia di euro per effetto del rimborso di finanziamenti per 350 milioni di euro, e assunzioni di
nuovi finanziamenti per 400 milioni di euro.
Le assunzioni riguardano un finanziamento da banche terze della durata di cinque anni, rimborsabile mediante rate semestrali
posticipate. Il tasso medio di interesse variabile applicato, legato all’Euribor, a fine anno si attestava al 3,829%.
I debiti finanziari presentano principalmente un tasso di interesse variabile; il tasso di interesse medio ponderato è del 3,88%.
La scadenza delle passività finanziarie a lungo termine si analizza come di seguito indicato:
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Oltre
Totale
277.777
167.009
444.786
478.997
7.017
486.014
3.997
3.040
7.037
3.977
3.977
-
275.000
275.000
200.000
200.000
478.997
7.017
486.014
Correnti
(migliaia di euro)
A. Disponibilità liquide
B. Crediti finanziari
C. Passività finanziarie a breve termine verso terzi
D. Passività finanziarie a lungo termine verso terzi
E. Passività finanziarie a breve termine
F. Passività finanziarie a lungo termine
G. Indebitamento finanziario lordo (C+D+E+F)
H. Indebitamento finanziario netto (A+B+G)
(17.574)
(10.022)
2.438
40.772
31.12.2006
31.12.2005
L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economici-finanziari” nella “Relazione sull’andamento della gestione” è la seguente:
Non
correnti
237.005
Totale
Correnti
Non
correnti
(17.574)
(10.022)
2.438
277.777
(56.271)
(11.711)
763
3.997
(3.295)
475.000
Totale
(56.271)
(15.006)
763
478.997
700.508
-
700.508
989.386
-
989.386
152.937
896.655
869.059
14.072
251.077
251.077
167.009
1.147.732
1.120.136
3.040
997.186
929.204
3.977
478.977
475.682
7.017
1.476.163
1.404.886
L’indebitamento finanziario netto include l’attività finanziaria relativa al contratto di IRS mentre non include il fair value sui contratti derivati indicato nella nota n. 15 “Altre passività”.
205
L’aumento di 284.750 migliaia di euro dell’indebitamento netto rispetto al 31 dicembre 2005 (1.120.136 migliaia di euro) è
dovuto alle seguenti variazioni:
(migliaia di euro)
Indebitamento finanziario al 31.12.2005
Flusso monetario del risultato corrente
Flusso monetario del capitale di esercizio
Flusso monetario degli investimenti
Flusso monetario dei disinvestimenti
Flusso monetario del capitale proprio
Indebitamento finanziario netto al 31.12.2006
1.120.136
196.702
(132.631)
(335.174)
68.752
(82.399)
1.404.886
(migliaia di euro)
Scadenza
entro
12 mesi
Scadenza
tra 1 e 5
anni
Scadenza
oltre
i 5 anni
Totale
Con riferimento alle operazioni di leasing finanziario, il debito residuo, rappresentato dalla sommatoria dei canoni futuri attualizzati utilizzando il tasso di interesse effettivo e dalle quote di riscatto dei beni è così analizzato:
Debito residuo
Quota interessi
Valore nominale canoni futuri
4.740
263
3.303
3.977
-
-
8.717
263
3.303
La quota a breve dei debiti relativi ai leasing finanziari di 4.740 migliaia di euro è inclusa tra le componenti correnti dello schema
di stato patrimoniale.
31.12.2006
31.12.2005
Nell’espletamento della sua attività, l’impresa utilizza diverse tipologie di strumenti finanziari. Questi strumenti riguardano sia
attività e passività iscritte, sia contratti relativi essenzialmente a rischi fuori bilancio. Le informazioni concernenti il valore di mercato degli strumenti finanziari dell’impresa, inclusi i contratti derivati, sono riportate di seguito:
- crediti commerciali e altri crediti: il valore di mercato dei crediti commerciali e altri crediti esigibili oltre l’esercizio successivo è
stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri;
- altre attività finanziarie non correnti: il valore di mercato delle altre attività finanziarie non correnti è relativo al fair value dei derivati di copertura sui tassi di interesse;
- altre attività non correnti: il valore di mercato delle altre attività non correnti è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di
cassa futuri;
- passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine: il valore di mercato delle passività finanziarie esigibili oltre l’esercizio successivo, inclusa la quota a breve, è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri;
- altre passività non correnti: il valore di mercato delle altre passività non correnti è stimato sulla base del valore attuale dei flussi
di cassa futuri.
L’attualizzazione dei flussi di cassa futuri è effettuata applicando i tassi di interesse che Saipem SpA avrebbe potuto ottenere su
posizione analoghe. Il valore di mercato dei crediti e debiti a breve è stimato equivalente al relativo valore contabile.
(migliaia di euro)
Valore
contabile
Valore
di mercato
Valore
contabile
Valore
di mercato
Crediti commerciali e altri crediti esigibili oltre l’esercizio successivo
Altre attività finanziarie non correnti
Altre attività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve
Altre passività non correnti
9.190
4.818
444.786
36
9.190
4.818
422.737
36
5.028
3.295
4.017
486.014
25
5.028
3.295
4.017
422.672
25
206
17
Piani
di stock grant
Oneri relativi
alla revisione
del bilancio
Altri rischi
e oneri
Totale
Saldo iniziale
- accantonamenti
- utilizzazioni
Saldo finale
688
1.624
208
3.216
15.952
2.237
(1.855)
2.006
249
457
3.216
4.178
(1.855)
18.275
Fondo
per imposte
(migliaia di euro)
Perdite
su commesse
pluriennali
I fondi per rischi e oneri si analizzano come segue:
10.216
10.216
1.692
2.380
Il fondo per imposte riguarda, nella sua interezza, la gestione estero in relazione a situazioni di contenzioso in corso, o potenziali, con le autorità fiscali locali, in considerazione dei risultati di recenti accertamenti che non hanno comunque definito tutti gli
esercizi fiscali pendenti.
Il fondo perdite su commesse pluriennali si riferisce a una stima delle perdite previste per il completamento di opere nel settore
Offshore e Onshore.
Il fondo piani di stock grant accoglie gli oneri sociali a carico della società e del trattamento di fine rapporto, che saranno dovuti,
alla data di cessione delle azioni proprie al servizio del piano, agli assegnatari dipendenti della società. Gli utilizzi sono correlati
agli oneri sostenuti dalla società a seguito dell’assegnazione di azioni proprie agli aventi diritto, avvenuta nel corso dell’esercizio.
Il fondo per oneri relativi alla revisione di bilancio accoglie l’accantonamento relativamente agli oneri che la società prevede di
sostenere per i servizi di revisione al bilancio, che saranno erogati alla società di revisione nell’esercizio 2007.
Il fondo per altri rischi e oneri accoglie la stima di possibili oneri conseguenti a procedimenti giudiziali.
18
I fondi per benefici ai dipendenti di 41.013 migliaia di euro si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Fondo trattamento di quiescenza e obblighi simili
Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni
Piani anzianità
Piani incentivi monetari dirigenti
Altri fondi per benefici ai dipendenti
31.12.2005
31.12.2006
29.020
2.005
4.425
1.033
896
37.379
29.707
588
4.421
1.094
2.137
3.066
41.013
Il fondo trattamento di fine rapporto è disciplinato dall’art. 2120 del codice civile e contabilmente accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane
all’atto della cessazione del rapporto di lavoro.
A partire dal 1° gennaio 2007 la Legge Finanziaria e relativi decreti attuativi hanno introdotto modificazioni rilevanti nella disciplina del TFR, tra cui la scelta del lavoratore in merito alla destinazione del proprio TFR maturando. In particolare, i nuovi flussi di
TFR potranno essere indirizzati dal lavoratore a forme pensionistiche prescelte oppure mantenuti in azienda (nel qual caso quest’ultima verserà i contributi TFR a un conto di tesoreria istituito presso l’INPS). Allo stato attuale, lo stato di incertezza interpretativa della sopra citata norma di recente emanazione, le possibili differenti interpretazioni della qualificazione secondo IAS 19
del TFR maturando e le conseguenti modificazioni sui calcoli attuariali relativamente al TFR maturato, nonché l’impossibilità di stimare le scelte attribuite ai dipendenti sulla destinazione del TFR maturando (per le quali il singolo dipendente ha tempo sino al
30 giugno prossimo) rendono prematura ogni ipotesi di modifica attuariale del calcolo del TFR maturato al 31 dicembre 2006.
Il fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni accoglie la stima degli oneri, determinati su basi attuariali, relativi ai
contributi da corrispondere al fondo integrativo sanitario a beneficio dei dirigenti in servizio e in pensione.
Per l’analisi dei fondi del piano incentivi monetari dirigenti si rimanda alla nota n. 29.
207
TFR
(migliaia di euro)
Obbligazione all’inizio dell’esercizio
Costo corrente
Costo per interessi
Utili/perdite attuariali
Benefici pagati
Effetto differenze cambio
Altre variazioni
Obbligazione alla fine dell’esercizio (a)
Attività a copertura del piano
all’inizio dell’esercizio
Rendimento delle attività
al servizio del piano
Contributi aziendali
28.747
3.007
1.250
(1.864)
(2.239)
(251)
28.651
Benefici pagati
Effetto differenze cambio
Altre variazioni
Attività a copertura del piano
alla fine dell’esercizio (b)
Obbligazione netta
alla fine dell’esercizio (a-b)
Passività rilevate in bilancio
Obbligazioni nette
alla fine dell’esercizio (a-b)
non rilevate
Totale
Piani
anzianità
1.144
53
45
(12)
(190)
(7)
1.033
31.12.2006
31.12.2005
I fondi per benefici ai dipendenti valutati applicando tecniche attuariali si analizzano come di seguito indicato:
Piani
medici
4.718
108
206
(292)
(259)
(38)
4.443
Altri
benefici
2.941
281
148
744
(24)
87
4.177
TFR
28.651
2.385
1.114
1.908
(2.933)
120
31.245
Piani
anzianità
1.033
55
37
148
(169)
(11)
1.094
Piani
medici
4.443
76
183
48
(263)
4.487
Incentivi
monetari
2.157
(20)
2.137
Altri
benefici
4.177
391
160
139
(144)
(30)
3.588
8.281
-
-
-
(2.044)
-
-
-
-
(2.468)
2.239
190
259
(119)
(322)
2.933
169
263
-
(119)
(477)
(2.239)
-
(190)
-
(259)
-
70
413
(65)
-
(2.933)
-
(169)
-
(263)
-
-
572
28
8
(2.734)
(5.190)
-
-
-
28.651
1.033
4.443
28.651
1.033
4.443
369
29.020
1.033
(18)
4.425
(2.467)
-
-
-
-
1.710
31.245
1.094
4.487
2.137
3.091
1.710
31.245
1.094
4.487
2.137
3.091
(1.539)
29.706
1.094
(66)
4.421
2.137
(25)
3.066
(814)
896
La passività lorda relativa a piani per benefici verso i dipendenti caratterizzati dall’assenza di attività al servizio del piano ammonta a 660 migliaia di euro (616 migliaia di euro al 31 dicembre 2005).
I piani per benefici ai dipendenti della Norvegia, nello specifico i retirement plan, prevedono le attività al servizio del piano. La passività lorda e le attività al servizio del piano ammontano rispettivamente a 8.003 migliaia di euro (4.177 migliaia di euro al 31
dicembre 2005) e a 5.190 migliaia di euro (2.538 migliaia di euro al 31 dicembre 2005).
Le altre variazioni riguardano i piani medici dei dirigenti per 4.421 migliaia di euro (4.425 migliaia di euro al 31 dicembre 2005),
gli incentivi monetari dei dirigenti per 2.137 migliaia di euro, i premi di anzianità dei dipendenti per 1.094 migliaia di euro (1.033
migliaia di euro al 31 dicembre 2005).
208
TFR
Piani
anzianità
Piani
medici
Altri
benefici
TFR
Piani
anzianità
Piani
medici
Incentivi
monetari
Altri
benefici
3.007
1.250
53
44
108
206
281
148
2.385
1.114
55
37
76
183
2.156
-
391
160
4.257
(12)
85
314
(119)
310
3.499
149
240
259
(19)
2.137
(119)
2.742
3.175
(migliaia di euro)
Costo corrente
Costo per interessi
Rendimento atteso delle attività
Utili/perdite attuariali rilevate
Altri costi
31.12.2006
31.12.2005
I costi per benefici ai dipendenti rilevati a conto economico si analizzano come di seguito indicato:
TFR
Piani
anzianità
Piani
medici
Altri
benefici
TFR
Piani
anzianità
Piani
medici
Incentivi
monetari
Altri
benefici
4,00
v.c.
4,00
v.c.
4,25
-
4,00-5,25
-
4,25
v.c
4,25
v.c.
4,50
-
4,10
-
4,00-5,25
-
2,00
2,00
2,10
5,00-6,00
2,00-2,50
2,00
2,00
2,00
-
5,00-6,00
2,00-2,50
(%)
Tassi di sconto
Tasso tendenziale di crescita dei salari
Tassi di rendimenti attesi delle attività
Tasso di inflazione
31.12.2006
31.12.2005
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:
(%)
Azioni
Obbligazioni
Attività immobiliari
Altro
19
31.12.2006
31.12.2005
Le attività a servizio degli altri benefici si analizzano come segue:
Attività
al servizio
del piano
Rendimento
atteso
Attività
al servizio
del piano
Rendimento
atteso
22,20
43,00
11,40
23,40
6,00
6,00
6,00
6,00
22,20
43,00
11,40
23,40
5,00
5,00
5,00
5,00
Le passività per imposte differite sono state interamente portate in riduzione della voce “Attività per imposte anticipate”, in quanto riconducibili per la loro interezza a imposte compensabili.
20
Altre passività
Le altre passività di 25 mila euro (36 mila euro al 31 dicembre 2005) riguardano quote di interessi su contratti attivi di competenza di esercizi futuri.
209
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2006
Patrimonio netto
Valore
al 31.12.2005
21
Capitale sociale
Riserva da sopraprezzo azioni
Riserva legale
Riserva di rivalutazione
Riserva per azioni proprie in portafoglio
Altre riserve disponibili:
- riserva contributi a fondo perduto
- riserva per emissione azioni ai sensi dell’art. 2359 c.c.
- riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993
- riserva utili su cambi
- riserva di applicazione dei principi IFRS
- riserva derivati di copertura cash flow hedge
- riserve da fair value piani di incentivazione
441.411
49.133
58.409
2.286
50.656
9.854
10.652
2.850
56
44
3.396
(12.199)
9.354
441.411
54.909
64.633
2.286
72.830
15.707
26.973
2.850
56
44
4.857
466
8.390
7.153
- utili relativi a esercizi precedenti
Azioni proprie
7.151
(50.656)
121.557
693.302
3.157
(72.830)
156.202
762.121
Capitale
Il capitale sociale, interamente sottoscritto e versato, ammonta a 441.411 migliaia di euro e non presenta variazioni rispetto all’esercizio precedente.
Al 31 dicembre 2006 gli Azionisti della Società e le relative quote di partecipazione risultano i seguenti:
42,92
55,68
1,40
Valore
Quota di
partecipazione
(%)
Eni SpA
Altri Azionisti
Saipem SpA
Numero
di azioni
Azionista
(migliaia di euro)
189.423.307
245.789.505
6.198.088
441.410.900
189.423
245.630
6.198
441.251
Il capitale sociale è rappresentato alla data del 31 dicembre 2006 da n. 441.251.799 azioni ordinarie e da n. 159.101 azioni di
risparmio convertibili. Le azioni di risparmio sono convertibili in azioni ordinarie senza limiti di tempo e alla pari.
Riserva da sopraprezzo delle azioni
Ammonta al 31 dicembre 2006 a 54.909 migliaia di euro. A seguito della decadenza dell’autorizzazione, concessa dall’Assemblea
dei soci del 29 aprile 2005 al Consiglio di Amministrazione all’acquisto di n. 2.000.000 azioni proprie per un periodo di 18 mesi e
per un ammontare complessivo non superiore a 24.000 migliaia di euro, la suddetta riserva è stata incrementata dell’importo di
5.776 milioni di euro, in precedenza accantonato nella “Riserva per acquisto di azioni proprie”, e non utilizzato.
Riserva legale
Ammonta al 31 dicembre 2006 a 64.633 migliaia di euro, con un aumento di 6.224 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2005,
in conseguenza della destinazione a riserva del 5% dell’utile realizzato nell’esercizio 2005, in ottemperanza all’art. 2430 del codice civile.
210
Riserva di rivalutazione
Ammonta al 31 dicembre 2006 a 2.286 migliaia di euro ed è costituita dal saldo attivo di rivalutazione conseguente l’applicazione della legge n. 413 del 30 dicembre 1991, art. 26.
In caso di distribuzione la riserva concorre a formare il reddito imponibile della Società ed è soggetta all’aliquota del 33%.
Riserva per azioni proprie in portafoglio
La riserva di 72.830 migliaia di euro è a fronte del costo di n. 6.198.088 azioni proprie, acquistate entro il 31 dicembre 2006.
Relativamente alle n. 1.575.813 azioni proprie cedute a seguito dell’esercizio dei diritti di opzione a valere sui piani di stock option
e stock grant in corso di maturazione, l’importo corrispondente al costo medio d’acquisto pari a 14.197 migliaia di euro è stato
riclassificato tra gli “Utili portati a nuovo”.
Ammonta a 15.707 migliaia di euro e presenta un incremento netto di 5.853 migliaia di euro. La variazione è riconducibile all’accantonamento per 48 milioni di euro, mediante utilizzo degli “Utili portati a nuovo”, a seguito di quanto deliberato dall’Assemblea
societaria del 28 aprile 2006, che ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357, secondo comma, del codice civile, ad acquistare per un periodo di 18 mesi dalla data della delibera assembleare, fino a un massimo di 2.400.000 azioni proprie del valore nominale di 1 euro, per un prezzo non inferiore al loro valore nominale e non superiore del 5% rispetto il prezzo di
riferimento registrato nel giorno di borsa precedente ogni singolo acquisto, e comunque per un ammontare complessivo non superiore a 48 milioni di euro.
Relativamente alle n. 1.919.355 azioni proprie acquistate nel corso dell’esercizio, il relativo corrispettivo di 36.371 migliaia di euro
è stato riclassificato alla “Riserva per azioni proprie in portafoglio”.
L’ulteriore decremento di 5.776 migliaia di euro, come in precedenza commentato, è stato riclassificato alla “Riserva da soprapprezzo delle azioni”.
Altre riserve disponibili
Le “Altre riserve disponibili” ammontano a 26.973 migliaia di euro e sono analizzate come segue.
RISERVA CONTRIBUTI A FONDO PERDUTO
Ammonta a 2.850 migliaia di euro e riguarda il 50% dei contributi a fondo perduto conseguiti a partire dal 1° gennaio 1993, in
sospensione d’imposta.
La riserva è completamente disponibile in quanto i beni, ai quali i contributi si riferiscono, sono stati completamente ammortizzati.
RISERVA PER EMISSIONE AZIONI AI SENSI DELL’ART. 2349 C.C.
Ammonta a 56 mila euro e rappresenta la quota non utilizzata della riserva, costituita con utili conseguiti negli esercizi dal 1999
al 2001, destinata all’aumento di capitale mediante emissione di nuove azioni ordinarie da assegnare gratuitamente ai dirigenti
Saipem.
RISERVA ART. 13 D.LGS. N. 124/1993
Ammonta a 44 mila euro. La riserva è relativa alla quota dell’utile degli esercizi 2002 e 2003 accantonati, in misura pari al 3% dello
stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dei suddetti esercizi ai fondi pensione, Fopdire e Fondo Energia, ai
quali partecipano rispettivamente i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo.
La riserva è in sospensione d’imposta ai soli fini Ires.
RISERVA UTILI SU CAMBI
Ammonta a 4.857 migliaia di euro ed è stata costituita ai sensi dell’art. 2426, 8-bis del codice civile, mediante attribuzione dell’utile dell’esercizio 2005.
La riserva si è resa interamente disponibile per effetto della realizzazione nell’esercizio delle differenze attive di cambio in precedenza sospese in quanto non realizzate.
211
RISERVA APPLICAZIONE DEI PRINCIPI IFRS
La riserva di 466 mila euro accoglie gli effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS. Comprende l’effetto negativo dello storno delle
coperture, su cambi e su interessi, non in accordo con quanto previsto dallo IAS 39, pari a 8.723 migliaia di euro, e l’effetto positivo (9.189 migliaia di euro) degli altri principi internazionali, come riportato al capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione dei principi contabili internazionali” della relazione semestrale al 30 giugno 2006 predisposta dalla Società.
(migliaia di euro)
Riserva al 1° gennaio 2006
Variazione dell’esercizio
Riserva al 31 dicembre 2006
Cambi
(12.019)
21.758
9.739
Riserva netta
Attività
(Passività)
per imposte
anticipate
(differite)
Riserva lorda
derivati
di copertura
RISERVA DERIVATI DI COPERTURA CASH FLOW HEDGE
La riserva presenta un saldo positivo netto di 8.390 migliaia di euro e si analizza come segue:
Interessi
(6.189)
8.973
2.784
3.966
(7.180)
(3.214)
2.043
(2.962)
(919)
(12.199)
20.589
8.390
La variazione della riserva lorda rispetto all’esercizio precedente riguarda l’imputazione a conto economico degli effetti della
copertura effettuata nello stesso periodo in cui l’oggetto della copertura partecipa alla determinazione dei risultati dell’impresa.
RISERVE DA FAIR VALUE PIANI DI INCENTIVAZIONE
La riserva, pari a 7.153 migliaia di euro, accoglie il fair value delle stock grant e delle stock option assegnate ai dirigenti in esecuzione dei piani di incentivazione, e gli effetti derivanti dalla cessione e assegnazione delle azioni proprie non transitati a conto economico. La riserva è stata creata, in applicazione di quanto previsto dai principi internazionali, mediante riclassifica a patrimonio
netto del fair value relativo alle stock grant, già accantonato nei precedenti esercizi tra i “Fondi per rischi e oneri” per un importo
di 9.354 migliaia di euro, e mediante riclassifica dagli utili a nuovo del fair value delle stock option per un importo di 1.199 migliaia
di euro.
UTILI RELATIVI A ESERCIZI PRECEDENTI
La voce accoglie gli utili residui relativi agli esercizi precedenti, pari a 3.157 migliaia di euro.
Rispetto all’esercizio precedente la voce presenta le seguenti variazioni:
- riporto a nuovo dell’utile residuo, relativo all’esercizio 2005, al netto degli accantonamenti a riserva e della distribuzione dei
dividendi agli Azionisti per 31.008 migliaia di euro;
- trasferimento a “Riserva per acquisto di azioni proprie” per 48.000 migliaia di euro, come da delibera assembleare del 28 aprile 2006;
- trasferimento dalla “Riserva per azioni proprie in portafoglio” per 14.197 migliaia di euro, per cessione agli assegnatari di n.
1.575.813 azioni in conformità dei piani di stock option e di stock grant;
- riclassifica a riserve di fair value per piani di incentivazione dell’importo di 1.199 migliaia di euro come in precedenza commentato.
Azioni proprie
Le azioni proprie di 72.830 migliaia di euro hanno carattere di investimento temporaneo in quanto destinate all’attuazione dei
piani di stock option e di stock grant a beneficio dei dirigenti del Gruppo.
Nel corso dell’esercizio sono state acquistate sul mercato n. 1.919.355 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro, pari allo
0,43% del capitale sociale, per il corrispettivo di 36.371 migliaia di euro (in media 18,95 euro per azione).
In esecuzione dei piani di stock grant e di stock option sono state inoltre cedute agli aventi diritto n. 1.575.813 azioni.
212
Acquisti
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Totale
A dedurre azioni proprie assegnate:
- a titolo gratuito in applicazione piani di stock grant
- per sottoscrizione in applicazione piani di stock option
Azioni proprie in portafoglio al 31 dicembre 2006
(%)
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Costo
complessivo
(euro)
Costo medio
Numero azioni
Le azioni proprie in portafoglio alla data del 31 dicembre 2006 sono analizzate nella tabella seguente:
2.125.000
1.395.000
3.284.589
1.919.355
8.723.944
6,058
7,044
10,700
18,950
10,800
12.873
9.826
35.146
36.371
94.216
0,48
0,32
0,74
0,43
1,97
602.400
1.923.456
6.198.088
11,750
72.830
1,40
Il capitale sociale al 31 dicembre 2006 ammonta a 441.410.900 euro. Alla stessa data le azioni in circolazione sono 435.212.812.
Al 31 dicembre 2006 sono in essere impegni per l’assegnazione di 1.042.700 azioni a fronte dei piani di stock grant, e di 5.404.088
azioni a fronte dei piani di stock option.
Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option e di stock grant sono fornite al paragrafo “Piani di incentivazione” del capitolo “Altre informazioni” della Relazione sulla gestione al bilancio consolidato del Gruppo Saipem.
Le riserve disponibili sono superiori al valore netto dei costi di impianto e di ampliamento e dei costi di ricerca e sviluppo.
Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione. Su queste riserve non sono state stanziate
imposte differite poiché non se ne prevede la distribuzione; le imposte potenziali che sarebbero dovute nel caso di distribuzione
ammontano a 2.630 migliaia di euro.
22
Garanzie, impegni e rischi
Tale voce ammonta al 31 dicembre 2006 a 2.772.886 migliaia di euro (2.440.683 migliaia di euro al 31 dicembre 2005) ed è così
composta:
Garanzie
Le garanzie prestate che ammontano a complessive 2.763.905 migliaia di euro (2.427.675 migliaia di euro al 31 dicembre 2005),
sono così analizzabili:
31.12.2005
(migliaia di euro)
31.12.2006
Fidejussioni prestate nell’interesse:
- di imprese controllate
- di imprese collegate
- di altri
Totale
Altre garanzie personali prestate nell’interesse:
- di imprese controllate
- di imprese collegate
Altre garanzie personali prestate da terzi nell’interesse proprio:
- buona esecuzione lavori
- partecipazione a gare d’appalto
- acconti ricevuti
- ritenute a garanzia
- altre causali
Totale
Totale generale
91.483
42.642
5.831
139.956
158.203
38.155
2.778
199.136
1.785.604
16.120
485.995
2.105.956
16.128
442.685
289.511
5.205
63.083
91.381
36.815
273.567
23.561
54.749
78.340
12.468
2.287.719
2.427.675
2.564.769
2.763.905
213
Le fidejussioni e le altre garanzie prestate nell’interesse di controllate, collegate e di altri sono state rilasciate a garanzia di affidamenti bancari, di finanziamenti e di anticipi ricevuti.
Le altre garanzie personali prestate da terzi nell’interesse proprio riguardano essenzialmente contratti autonomi di garanzia rilasciati nei confronti del beneficiario (committente o creditore), ovvero nei confronti di banche o di altri soggetti che hanno a loro
volta rilasciato garanzie nell’interesse dell’impresa.
Impegni e rischi
Ammontano a 8.981 migliaia di euro e si riferiscono a impegni per locazioni finanziarie (13.008 migliaia di euro al 31 dicembre
2005).
Gli impegni per locazioni finanziarie sono relativi per 1.700 migliaia di euro al contratto di locazione di impianti di perforazione
terra e per 7.281 migliaia di euro al contratto di locazione della piattaforma di perforazione Scarabeo 5; quest’ultimo riguarda i
canoni da versare a Sofid SpA (ex Serleasing SpA), società controllata del Gruppo Eni, comprensivi di quota capitale, interessi e
valore di riscatto finale.
Contratti derivati
VALORI NOMINALI DEI CONTRATTI DERIVATI
Per valore nominale di un contratto derivato si intende l’ammontare contrattuale con riferimento al quale i differenziali sono
scambiati; tale ammontare può essere espresso sia in termini di quantità monetarie sia in termini di quantità fisiche (a esempio
barili, tonnellate, etc.). Le quantità monetarie in valuta estera sono convertite in euro applicando il cambio corrente alla data di
chiusura dell’esercizio.
I valori nominali dei contratti derivati, riepilogati successivamente, non rappresentano gli ammontari scambiati tra le parti e pertanto non costituiscono una misura dell’esposizione al rischio di credito per l’impresa che è limitata al fair value positivo dei contratti a fine esercizio.
Contratti su cambi a termine:
- impegni di acquisto valuta
- impegni di vendita valuta
Totale
214
Valore
nominale
al 31.12.2006
(migliaia di euro)
Valore
nominale
al 31.12.2005
GESTIONE DEL RISCHIO DI CAMBIO
I contratti derivati sono posti in essere al fine di ridurre l’esposizione ai rischi di mercato connessa con le fluttuazioni dei rapporti di cambio tra le diverse valute nelle quali sono espresse le operazioni commerciali. Pertanto, la Società non detiene contratti
derivati destinati alla negoziazione.
517.635
997.367
1.515.002
278.984
702.970
981.954
(migliaia di euro)
Dollaro USA
Dollaro canadese
Dollaro norvegese
Lira Sterlina
Totale
Valore
nominale
al 31.12.2006
Valore
nominale
al 31.12.2005
L’ammontare distinto per valuta è il seguente:
Acquisti
Vendite
Acquisti
Vendite
481.693
5.379
7.969
22.594
517.635
964.705
12.940
19.722
997.367
249.375
29.609
278.984
701.164
1.806
702.970
Il valore di mercato dei suddetti contratti riflette l’ammontare stimato da pagare o ricevere per porre termine al contratto alla
data di chiusura dell’esercizio includendo, quindi, gli utili o le perdite non realizzati relativi ai contratti ancora aperti. Per stimare
il valore di mercato dei contratti sono state utilizzate le quotazioni degli operatori di borsa e adeguati modelli di pricing, che
hanno determinato il seguente plus (minus) valore teorico complessivo:
(migliaia di euro)
Contratti derivati su valute:
- plusvalore
- minusvalore
Totale
31.12.2005
31.12.2006
6.263
(15.330)
(9.067)
12.362
(8.213)
4.149
Per far fronte al rischio di variazione dei tassi di interesse la Società ha stipulato in esercizi precedenti contratti di “Interest Rate
Swaps” (IRS).
Relativamente a questi contratti è stato concordato di scambiare con le controparti, a scadenze determinate, la differenza tra
tasso fisso e variabile, calcolata su un valore nominale di riferimento.
I dati rilevanti riferiti agli Interest Rate Swaps in essere a fine esercizio sono riportati nella tabella seguente:
Valore nominale (milioni di euro)
Tasso medio ponderato venduto
Tasso medio ponderato acquistato
Scadenza media ponderata (anni)
31.12.2005
31.12.2006
400
3,78
2,42
2
800
3,81
3,70
3
I tassi medi variabili sono basati sui tassi alla fine dell’esercizio e possono subire modifiche che potrebbero influenzare in modo
significativo i futuri flussi finanziari. Il confronto tra i tassi medi acquistati e venduti non è indicativo del risultato dei contratti derivati posti in essere; la determinazione di questo risultato è effettuata tenendo conto dell’operazione sottostante.
Al 31 dicembre 2006 il valore di mercato della suddetta tipologia di contratto evidenzia un’attività teorica netta pari a 3.231
migliaia di euro a fronte di una passività teorica pari a 7.067 migliaia di euro registrata al 31 dicembre 2005.
I contratti derivati di copertura in essere a fine esercizio 2006 risultano tutti stipulati con imprese controllate del Gruppo Eni.
Impegni e rischi non risultanti dallo stato patrimoniale
Sono stati assunti verso 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 8.533
milioni di euro (6.310 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
215
Conto economico
23
Ricavi
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i ricavi, i quali ammontano a 1.074.666 migliaia di euro, con un
decremento di 102.886 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel
“Commento ai risultati economico-finanziari” nella “Relazione sull’andamento della gestione”.
Ammontano a 1.042.148 migliaia di euro, con un decremento di 115.310 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e sono
così di seguito analizzati:
(migliaia di euro)
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
Totale
2005
1.131.925
25.533
1.157.458
2006
1.078.938
(36.790)
1.042.148
La diminuzione dei ricavi è attribuibile essenzialmente alla minore attività delle business unit Offshore e Onshore.
I “Ricavi delle vendite e delle prestazioni” riguardano prestazioni di servizi per 1.016.203 migliaia di euro, comprensivi anche dei
materiali necessari per la costruzione delle opere, e vendite di materiali diversi per 62.735 migliaia di euro.
La ripartizione dei ricavi della gestione caratteristica riportata per area geografica di destinazione e per settore di attività è indicata alla nota n. 32.
L’informativa richiesta dallo IAS 11, paragrafi 39, 40 e 42, è anch’essa indicata alla nota n. 32.
Gli altri ricavi e proventi ammontano a 32.518 migliaia di euro, con un incremento di 12.425 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente, e si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Plusvalenze da alienazioni di immobilizzazioni materiali
Ricavi diversi della gestione ordinaria
Penalità contrattuali commerciali applicate a terzi
Proventi per risarcimento danni
Totale
24
2005
2006
174
15.670
241
57
3.951
20.093
7.249
13.751
72
711
10.735
32.518
Costi operativi
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i costi operativi, i quali ammontano a 1.038.035 migliaia di euro,
con un decremento di 31.029 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. Tali costi includono 44.312 migliaia di euro relativi a spese generali.
I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla
gestione”.
216
Ammontano a 824.103 migliaia di euro, con un decremento di 55.533 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e sono
così composti:
(migliaia di euro)
Costi per acquisto di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
Costi per servizi
Costi per godimento di beni di terzi
Variazione delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
Altri accantonamenti
Altri oneri
Totale
2005
2006
150.410
483.748
200.645
39.791
208
4.834
879.636
108.745
486.600
216.342
2.422
3.814
6.180
824.103
I “Costi per acquisto di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci” ammontano a 108.745 migliaia di euro con una diminuzione di 41.665 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. Rientrano in questa voce i costi di acquisizione di materie prime
e materiali vari impiegati nell’esecuzione delle commesse e i costi per acquisto di materiali di ricambistica e di consumo. La diminuzione è riconducibile ai minori volumi di attività svolta.
I “Costi per servizi” ammontano a 486.600 migliaia di euro con un aumento di 2.852 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
La voce comprende i seguenti costi:
(migliaia di euro)
Subappalti e prestazioni d’opera
Progettazioni, direzioni lavori e altre prestazioni
Costi per servizi relativi al personale
Altri servizi di carattere operativo
Altri servizi di carattere generale
Trasporti
Consulenze e prestazioni tecniche professionali
Consulenze e prestazioni tecniche amministrative
Assicurazioni
Manutenzioni
Spese legali, giudiziarie e notarili
Postetelegrafoniche
Pubblicità, propaganda e rappresentanza
Intermediazioni commerciali
Totale
2005
2006
229.089
57.887
47.772
41.091
24.382
20.113
17.638
2.161
18.881
17.900
1.892
1.791
1.589
1.562
483.748
153.438
68.921
50.743
105.160
33.744
20.104
9.970
2.423
13.610
18.086
2.377
2.316
1.593
4.115
486.600
I costi per servizi comprendono compensi di mediazione per 4.115 migliaia di euro (1.562 migliaia di euro al 31 dicembre 2005).
I costi di ricerca e di sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale ammontano
a 2.202 migliaia di euro.
217
I “Costi per godimento di beni di terzi” ammontano a 216.342 migliaia di euro con un aumento di 15.697 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. La voce comprende:
(migliaia di euro)
Locazione di natanti
Locazione di mezzi d’opera e di costituzione
Locazione di fabbricati
Canoni per beni ricevuti in leasing
Locazione di aeromobili
Locazioni e noleggi diversi
Canoni per brevetti, licenze, concessioni
Affitto di terreni
Locazioni per macchine d’ufficio
Totale
2005
2006
148.637
21.205
10.735
9.283
3.782
2.975
2.074
1.192
762
200.645
158.060
32.556
16.218
1.892
5.426
707
1.262
221
216.342
La “Variazione delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci” ammonta a 2.422 migliaia di euro con un decremento di 37.369 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
Gli “Altri accantonamenti” ammontano a 3.814 migliaia di euro con un incremento di 3.606 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente e sono così composti:
(migliaia di euro)
Accantonamento al fondo oneri relativi alla revisione di bilancio
Accantonamento fondo perdite su commesse pluriennali
Accantonamento al fondo svalutazione crediti
Totale
2005
2006
208
208
457
1.692
1.665
3.814
Gli “Altri oneri” ammontano a 6.180 migliaia di euro con un incremento di 1.346 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, e sono così composti:
(migliaia di euro)
Minusvalenze
Perdite su crediti
Utilizzo del fondo svalutazione crediti
Imposte indirette e tasse
Altri oneri diversi
Totale
2005
2006
69
387
(134)
3.206
1.306
4.834
555
1.203
(1.580)
4.162
1.840
6.180
Costo lavoro
Ammonta a 175.505 migliaia di euro con un aumento di 23.312 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. La voce comprende l’ammontare delle retribuzioni corrisposte, gli accantonamenti per trattamento di fine rapporto e per ferie maturate e
non godute, gli oneri previdenziali e assistenziali, in applicazione dei contratti e della legislazione vigente.
218
Organico
medio
dell’esercizio (*)
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
Marittimi
Totale
Organico
al 31.12.2006
(numero)
Organico
al 31.12.2005
La situazione della forza lavoro viene evidenziata nella seguente tabella:
92
442
1.070
1.775
64
3.443
92
505
1.259
1.458
89
3.403
92
467
1.146
1.613
93
3.411
(*) Calcolato come media aritmetica semplice delle medie mensili.
Il “Costo lavoro” è composto dalle seguenti voci:
2005
2006
Salari e stipendi
Oneri sociali
118.227
26.060
130.997
29.208
Trattamento fine rapporto
Trattamento di quiescenza e simili
Oneri per il personale ricevuto in comando
Proventi per il personale dato in comando
Altri costi
Capitalizzazione a incremento di immobilizzazioni materiali
Totale
6.573
184
1.261
(4.712)
4.600
152.193
5.555
245
1.332
(5.330)
14.421
(923)
175.505
(migliaia di euro)
Il costo lavoro include il fair value di competenza dell’esercizio relativo alle stock grant (1.692 migliaia di euro) e alle stock option
(1.971 migliaia di euro) assegnate in applicazione dei piani di incentivazione dei dipendenti.
Il costo di competenza dell’esercizio 2006, al netto dei riaddebiti alle controllate e comprensivo anche del fair value delle stock
grant, e dei relativi oneri, per piani di incentivazione attuati in anni precedenti e ancora in essere, ammonta a 5.604 migliaia di
euro, e si analizza come segue:
(migliaia di euro)
Assegnazione 2003
Assegnazione 2004
Assegnazione 2005
Assegnazione 2006
1.187
1.688
1.975
754
5.604
In particolare, allo scopo di realizzare un sistema di incentivazione e di fidelizzazione dei dirigenti del Gruppo Saipem legato al
conseguimento degli obiettivi prefissati, aziendali e individuali, che determini la loro partecipazione al rischio di 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 SpA, a partire dal 2002 sono stati avviati piani di incentivazione che prevedono, previa verifica del conseguimento degli obiettivi aziendali prefissati nell’anno precedente, l’impegno di assegnare a titolo gratuito azioni Saipem, godimento regolare (stock grant) e l’impegno di vendita di azioni Saipem al prezzo corrispondente alla media aritmetica dei prezzi ufficiali
rilevati sul Mercato Telematico Azionario gestito dalla Borsa Italiana SpA nel mese precedente la data di assegnazione del diritto
acquisito (stock option), ai dirigenti di Saipem SpA che raggiungono annualmente gli obiettivi aziendali e individuali prefissati.
Le azioni sono assegnate e i diritti di opzione sono esercitabili dalla scadenza del terzo anno dalla data di assunzione dell’impegno per gli assegnatari residenti in Italia, dalla scadenza del quarto anno dalla data di assunzione per gli assegnatari residenti in
Francia; i diritti di opzione sono esercitabili decorsi tre anni dall’assegnazione. L’impegno, intrasferibile inter vivos da parte dell’assegnatario, è fermo e irrevocabile e decade in caso di recesso unilaterale dal rapporto di lavoro da parte dell’assegnatario entro
il termine di tre anni dalla data di assunzione dell’impegno; i diritti sono esercitabili anticipatamente rispetto alla scadenza del
219
Numero
di azioni
(migliaia di euro)
Diritti esistenti al 1° gennaio
Nuovi diritti assegnati
(Diritti esercitati nel periodo)
(Diritti decaduti nel periodo)
Diritti esistenti al 31 dicembre
Di cui: esercitabili al 31 dicembre
1.175.000
471.200
(49.800)
(7.400)
1.589.000
-
2006
2005
terzo anno in caso di: (i) risoluzione consensuale del rapporto di lavoro; (ii) perdita del controllo da parte di Saipem nella società
presso la quale l’assegnatario è in servizio; (iii) cessione, da parte di Saipem, a società non controllata dell’azienda o del ramo d’azienda presso la quale/il quale l’assegnatario è in servizio; (iv) decesso dell’assegnatario. Relativamente ai piani di stock option gli
assegnatari delle opzioni possono usufruire di anticipazioni offerte dalla società di intermediazione finanziaria di Gruppo per il
pagamento/la liberazione delle azioni acquistate/sottoscritte a condizione che, contestualmente, gli assegnatari sottoscrivano
mandato irrevocabile alla vendita da parte di detta società delle azioni acquistate/sottoscritte.
Le condizioni generali dei piani sono illustrate nei paragrafi “Acquisto di azioni proprie” e “Piani di incentivazione” del capitolo
“Altre informazioni” della Relazione sull’andamento della gestione del Gruppo Saipem.
Nel marzo 2006 il Consiglio di Amministrazione ha approvato, su proposta del Compensation Committee, il nuovo sistema di
incentivazione di lungo termine per i dirigenti di Saipem e delle società controllate non quotate, al fine di dare maggiore sostegno alla motivazione e alla fidelizzazione del management e di stabilire una più stretta connessione tra obiettivi, performance realizzate e incentivazione. Il nuovo sistema, in applicazione nel triennio 2006-2008, è composto da un piano di incentivazione
monetaria differita focalizzato sulla crescita del business e sull’efficienza operativa, che ha sostituito il precedente piano di stock
grant, e da un piano di stock option focalizzato sul ritorno per l’azionista, che è stato sottoposto all’approvazione dell’Assemblea
del 28 aprile 2006. Tale struttura è stata definita con l’intento di bilanciare le componenti monetarie e azionarie del pacchetto
retributivo, nonché di integrare nel lungo termine la performance economico-operativa con quella di borsa. L’incentivo monetario differito attribuito nel 2006 potrà essere erogato dopo tre anni in misura connessa al raggiungimento di obiettivi annuali di
EBITDA (consuntivo vs. budget, a scenario costante) definiti per il triennio 2006-2008. Le stock option assegnate nel 2006 potranno essere esercitate dopo tre anni in quantità connessa al posizionamento del Total Shareholders’ Return - TSR7 del titolo Saipem
rispetto a quello dei principali competitor internazionali, calcolato su base annua nel triennio 2006-2008 (v. capitolo “Compensi
e altre informazioni”). Al compimento di ciascun triennio di attuazione, i risultati dei piani di incentivazione di lungo termine
saranno verificati dal Compensation Committee e approvati dal Consiglio di Amministrazione.
L’evoluzione dei piani di stock grant è la seguente:
Prezzo
medio
di esercizio (a)
Prezzo
di mercato (b)
-
10.399
5.700
567
84
22.024
-
Numero
di azioni
1.589.000
(530.000)
(16.300)
1.042.700
-
Prezzo
medio
di esercizio (a)
Prezzo
di mercato (b)
-
22.024
9.296
292
20.583
-
(a) Trattandosi di azioni gratuite il prezzo di esercizio è nullo.
(b) Il prezzo di mercato delle azioni afferenti i diritti assegnati, esercitati o scaduti nel periodo corrisponde alla media, ponderata per il numero delle azioni, dei valori di mercato delle
azioni (media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente la data di assegnazione, emissione delle azioni o, per quelli scaduti, la data di
recesso unilaterale dal rapporto di lavoro). Il prezzo di mercato delle azioni afferenti i diritti esistenti a inizio e fine periodo è puntuale al 31 dicembre.
(7) Il TSR misura il rendimento complessivo di un’azione in un periodo, tenuto conto sia della variazione della quotazione (rapporto tra la quotazione di inizio periodo e la
quotazione di fine periodo) sia degli eventuali dividendi distribuiti e reinvestiti nell’azione alla data di stacco cedola.
220
Al 31 dicembre 2006
Azioni assegnate
Impegni decaduti
Impegni in essere
di cui:
- con scadenza 2007
- con scadenza 2008
573.300
633.800
471.200
1.678.300
Fair value
diritti assegnatari
non residenti
193
195
168
Fair value
diritti assegnatari
residenti
2003
2004
2005
N. azioni
Anno
N. dirigenti
I diritti esistenti al 31 dicembre 2006 e il numero degli assegnatari si analizzano come segue:
6,0185
7,224
11,756
6,0185
7,224
11,972
(602.400)
(33.200)
1.042.700
784.400
258.300
Numero
di azioni
(migliaia di euro)
Diritti esistenti al 1° gennaio
Nuovi diritti assegnati
(Diritti esercitati nel periodo)
(Diritti decaduti nel periodo) (b)
Diritti esistenti al 31 dicembre
Di cui: esercitabili al 31 dicembre
4.351.401
980.500
(774.500)
(72.500)
4.484.901
1.349.901
2006
2005
La vita media residua è di un anno.
L’evoluzione dei piani di stock option è la seguente:
Prezzo
medio
di esercizio
Prezzo
di mercato (a)
6,732
11,881
6,344
7,908
6,187
38.510
11.860
8.824
826
62.161
18.710
Numero
di azioni
4.484.901
1.965.000
(1.045.813)
5.404.088
970.088
Prezzo
medio
di esercizio
Prezzo
di mercato (a)
7,908
17,519
6,668
11,642
6,221
62.161
34.625
18.723
106.677
19.150
(a) Il prezzo di mercato delle azioni sottostanti le opzioni assegnate, esercitate, o scadute, nel periodo corrisponde alla media dei valori di mercato delle azioni; il prezzo di mercato delle
azioni sottostanti le opzioni esistenti a inizio e fine periodo è puntuale al 1° gennaio e al 31 dicembre.
(b) I diritti decaduti riguardano diritti estinti a seguito di cessazione del rapporto di lavoro.
221
213
58
58
56
91
6,187
6,821
7,594
11,881
17,519
Al 31 dicembre 2006
Opzioni esercitate
2002
2003
2004
2005
2006
N. azioni
Prezzo
di esercizio (*)
2002
2003
2004
2005
2006
N. dirigenti
Anno
I diritti esistenti al 31 dicembre 2006 e il numero degli assegnatari si analizzano come segue:
2.105.544
1.283.500
1.166.000
980.500
1.965.000
7.500.544
(1.124.956)
(678.000)
(102.500)
(18.000)
(1.923.456)
Opzioni decadute
2002
2003
2004
2005
2006
(51.500)
(78.000)
(34.000)
(9.500)
(173.000)
Impegni in essere
2002
2003
2004
2005
2006
929.088
527.500
1.029.500
953.000
1.965.000
5.404.088
(*) Media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente la data di assegnazione del diritto di acquisto.
Valore di mercato
unitario (euro)
assegnatari
residenti in Italia
Valore di mercato
unitario (euro)
assegnatari
residenti in Francia
929.088
527.500
1.029.500
953.000
1.965.000
5.404.088
Vita media
residua (anni)
Piano 2002
Piano 2003
Piano 2004
Piano 2005
Piano 2006
Totale
Prezzo
di esercizio (euro)
Numero
di azioni
Al 31 dicembre 2006 risultano assegnate n. 5.404.088 opzioni per l’acquisto di altrettante azioni ordinarie di Saipem SpA del valore nominale di 1 euro. Le opzioni si riferiscono ai seguenti piani:
6,187
6,821
7,594
11,881
17,519
3
4
6
7
6
Non disponibile
1,1928
2,0935
3,1029
5,7208
Non disponibile
1,1806
2,0085
2,9795
6,1427
Il valore di mercato 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, 2005 è stata effettuata considerando le opzioni come europee rispettivamente fino al 30 settembre 2006, 23 agosto 2007 e 27 luglio 2008 per gli assegnatari
222
Durata (anni)
2006
2005
residenti in Italia e fino al 30 settembre 2007, 23 agosto 2008 e 27 luglio 2009 per quelli residenti in Francia, e successivamente
come americana. È 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. La particolarità dei
diritti contenuti nel piano di stock option 2006 ha dato luogo a una valutazione basata sulla metodologia degli alberi trinomiali,
che consente di trattare opzioni call di tipo americano su titoli che durante la propria vita staccano dividendi.
I parametri utilizzati sono stati:
- per gli assegnatari residenti in Italia:
Parte europea
Parte americana
2,490
3
30,120
1,690
3,510
5
30,120
1,525
4,010
6
28,500
1,300
Durata (anni)
2006
2005
- per gli assegnatari residenti in Francia:
Parte europea
Parte americana
2,634
4
30,750
1,890
3,550
3
30,750
0,915
4,060
7
28,500
1,300
Ai sensi delle disposizioni Consob, le informazioni relative ai compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione
e di controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche e relative alle stock grant e stock option attribuite
ai componenti dell’organo di amministrazione, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche, sono indicate
nella nota n. 30.
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 3.319 migliaia di euro e 3.671 migliaia di euro, rispettivamente per gli
esercizi 2005 e 2006. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a 157 migliaia di euro e 167 migliaia di euro, rispettivamente
per gli esercizi 2005 e 2006.
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per
lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Saipem SpA e in altre imprese incluse nell’area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per la società.
Ammontano a 38.427 migliaia di euro, con un aumento di 1.193 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente e sono costituiti dalle quote di competenza dell’esercizio degli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali e materiali.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali ammontano a 6.031 migliaia di euro e sono dettagliati alla voce “Attività
immateriali”.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali ammontano a 32.396 migliaia di euro e sono dettagliati alla voce “Immobili,
impianti e macchinari”.
Non sono state effettuate come nel precedente esercizio svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali.
La voce “Ammortamenti e svalutazioni” indicata nel conto economico è così determinata:
(migliaia di euro)
Ammortamenti immobilizzazioni immateriali
Ammortamenti immobilizzazioni materiali
Utilizzo contributi a fondo perduto
Totale
2005
2006
6.770
31.048
(584)
37.234
6.031
32.909
(513)
38.427
223
25
Gli oneri finanziari netti ammontano a 42.119 migliaia di euro, con un aumento di 15.835 migliaia di euro rispetto all’esercizio
precedente.
I proventi finanziari e le differenze attive di cambio, per 53.974 migliaia di euro, sono relativi a:
(migliaia di euro)
Altri proventi da imprese controllate e collegate
Proventi su operazioni di copertura dei rischi di cambio
Proventi su operazioni di copertura dei rischi su tassi di interesse
Interessi da imprese controllate
Interessi e altri proventi da altri
Interessi su crediti d’imposta
Interessi su c/c bancari e postali
Interessi da imprese collegate
Interessi da imprese finanziarie di Gruppo
Crediti per anticipo imposte TFR
Totale
(migliaia di euro)
Differenze attive di cambio da bilancia valutaria
Differenze attive di cambio da operazioni di copertura
Altre differenze attive
Totale
2005
2006
18.417
602
560
117
230
36
56
17
20.035
4.090
883
205
320
480
133
212
7
6.330
2005
2006
27.127
21.483
48.610
10.155
30.961
6.528
47.644
Gli oneri finanziari e le differenze passive di cambio per un ammontare di 96.093 migliaia di euro sono così analizzabili:
(migliaia di euro)
Interessi e debiti verso imprese finanziarie di Gruppo
Interessi per debiti verso banche
Oneri per interest rate swap
Altri oneri finanziari
Oneri su operazioni di copertura dei rischi di cambio
Interessi per debiti verso altri
Interessi per debiti verso consolidate
Totale
(migliaia di euro)
Differenze passive di cambio da bilancia valutaria
Differenze passive di cambio da operazioni di copertura
Altre differenze passive
Totale
224
2005
2006
17.925
8.735
6.422
3.887
4.009
684
804
42.466
27.463
11.040
3.449
28
11.372
89
515
53.956
2005
2006
26.103
9.846
16.514
52.463
24.793
17.344
42.137
26
(migliaia di euro)
Saipem sa
Saipem Projects SpA
Eni Acqua Campania SpA
Tecnomare SpA
Totale
27
31.12.2006
31.12.2005
I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:
Dividendi
Proventi
Oneri
Totale
Dividendi
Proventi
Oneri
Totale
75.000
-
-
-
75.000
-
69.359
5.000
100.000
-
-
(5.000)
69.359
5.000
100.000
(5.000)
70
103
75.173
-
-
70
103
75.173
189
103
174.651
-
(5.000)
189
103
169.651
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Imposte correnti
Ires
Irap
Imposte estere
Totale
Imposte anticipate
Imposte differite
Utilizzo imposte anticipate
Totale
Totale imposte sul reddito
2005
2006
15.685
5.216
18.225
39.126
(15.243)
9.373
2.563
(3.307)
35.819
(9.013)
3.931
12.319
7.237
(840)
1.564
724
7.961
Ammontano a 7.961 migliaia di euro con un decremento di 27.858 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
Riguardano principalmente imposte di competenza dell’esercizio sui redditi esteri delle filiali per 12.319 migliaia di euro che vengono esposte al netto dell’utilizzo del fondo imposte e dei recuperi di imposte, e l’Imposta regionale sulle attività produttive
(Irap) per 3.931 migliaia di euro. La voce include inoltre un importo positivo di 9.013 migliaia di euro relativo all’Imposta sul reddito di società inerente lo stanziamento del credito per l’esercizio 2006.
L’incidenza delle imposte sul reddito sul risultato prima delle imposte è 4,85% (22,8% nell’esercizio 2005).
225
L’aliquota teorica, determinata sulla base della configurazione del conto economico della Società ai fini Ires e Irap, è pari a circa il
38,9%.
(migliaia di euro)
Utile ante imposte (a)
Differenza tra valori e costi della produzione al lordo degli accantonamenti indeducibili e le svalutazioni dei crediti
Totale costi per il personale
Differenza tra valori e costi della produzione rettificato (b)
Imposte teoriche Ires
Imposte teoriche Irap (b*4,25%)
Totale imposte teoriche (c)
Tax rate teorico (c/a*100)%
Imposte sul reddito (d)
Tax rate effettivo (d/a*100)%
Imposte teoriche
Valore della produzione realizzato all’estero (Irap)
Tassazione dei dividendi
Pro-rata patrimoniale su oneri finanziari
Imposte differite attive
Imposte differite passive
Beneficio per recupero crediti d’imposta estere di Saipem SpA sul reddito complessivo da Consolidato Fiscale
Rigiro delle imposte anticipate su perdite fiscali pregresse
Altre differenze permanenti
Imposte effettive
28
31.12.2005
157.376
117.229
156.421
273.650
51.934
11.630
64.150
40,8
35.818
22,8
64.150
(6.738)
(24.557)
4.326
(15.243)
9.373
2.563
1.945
35.819
31.12.2006
164.164
50.557
177.231
227.788
54.174
9.681
63.855
38,9
7.961
4,8
63.855
(5.483)
(56.321)
3.553
(839)
1.564
(5.437)
7.069
7.961
Utile di esercizio
Ammonta a 156.202 migliaia di euro con un incremento di 34.645 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente.
29
Ammontare dei compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai
direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche
Ai sensi dell’art. 78 della deliberazione Consob 11971 del 14 maggio 1999, e successive modificazioni, i compensi corrisposti ai
componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e agli altri dirigenti con responsabilità strategiche
dalla società e dalle sue controllate sono indicati nominativamente nella tabella seguente; sono inclusi tutti i soggetti che nel
corso dell’esercizio 2006 hanno ricoperto la carica di componente dell’organo di amministrazione e di controllo, di direttore
generale o di dirigente con responsabilità strategiche, anche per una frazione di anno. Le informazioni relative ai dirigenti con
responsabilità strategiche differenti dagli amministratori e dai direttori generali sono fornite in aggregato.
Coerentemente alle disposizioni Consob:
- nella colonna “Emolumenti per la carica in Saipem SpA è indicato l’ammontare, deliberato dall’assemblea o, per gli amministratori investiti di particolari cariche, dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell’art. 2389, comma 3, del codice civile. Gli
emolumenti per la carica comprendono anche i gettoni di presenza e i rimborsi spese forfettari. Per gli amministratori non investiti di particolari cariche dipendenti di altre imprese del Gruppo il compenso, come da accordi individuali di lavoro, è corrisposto direttamente all’impresa di appartenenza;
- nella colonna “Benefici non monetari” sono indicati i valori stimati dei fringe benefit (secondo un criterio di imponibilità fiscale), comprese le eventuali polizze assicurative;
- nella colonna “Bonus e altri incentivi” sono indicate le quote di retribuzioni che maturano una tantum. Non sono inclusi i valori delle stock option e stock grant assegnate o esercitate;
- nella colonna “Altri compensi” sono indicati: (i) gli emolumenti per cariche ricoperte in società controllate quotate e non quotate; (ii) per i soggetti dipendenti della società o delle sue controllate, le retribuzioni da lavoro dipendente (al lordo degli oneri
previdenziali e fiscali a carico del dipendente, escludendo gli oneri previdenziali obbligatori collettivi a carico della società e
accantonamento TFR); (iii) le indennità di fine carica e (iv) tutte le eventuali ulteriori attribuzioni derivanti da altre prestazioni
fornite. Gli importi indicati si riferiscono al periodo di durata della carica e non all’intero esercizio (salvo i casi particolari disci-
226
plinati espressamente nella normativa, per compenso corrisposto si intende il compenso liquidabile anche se non ancora effettivamente incassato dal soggetto).
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
28.4.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-28.04.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
686.000 (1)
447.000
36.000 (2)
34.000 (3)
30.000 (3)
30.000 (3)
22.807 (3)
31.000 (3)
11.193 (2)
32.000 (2)
-
96.000
370.000
225.000
201.000
104.000
190.000 (4)
540.500 (5)
295.400 (6)
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
1.1.06-31.12.06
59.500 (3)
46.000 (3)
48.000 (3)
-
111.000
-
177.888 (7)
13.000 (8)
48.000
-
1.1.06-31.12.06
-
Altri
compensi
Direttore Generale
Presidente Collegio Sindacale
Sindaco effettivo
Sindaco effettivo
Bonus e altri
incentivi
Sergio Polito
Fabrizio Gardi
Fabio Venegoni
Altri dirigenti
con responsabilità strategiche
Benefici
non monetari
Presidente
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Consigliere
Direttore Generale
Emolumenti
per la carica
in Saipem SpA
Carica
ricoperta
Pietro Franco Tali
Jacques Léost
Ian Wybrew-Bond
Pierantonio Nebuloni
Gesualdo Pianciamore
Angelo Caridi
Francesco Gatti
Roberto Jaquinto
Marco Mangiagalli
Yves Inbona
Durata
della carica
Nome
e cognome
(ammontari espressi in euro)
2.499.378
(1) Ammontare relativo alla retribuzione derivante dal contratto di lavoro subordinato. Il compenso deliberato dall’Assemblea, pari a 25.000 euro per il periodo di carica, costituisce
parte integrante della retribuzione.
(2) Ammontare deliberato dall’Assemblea, il compenso come da accordi individuali di lavoro è corrisposto direttamente all’impresa di appartenenza ed è commisurato al periodo di
carica.
(3) Ammontare deliberato dall’Assemblea del 29 aprile 2005 e riconosciuto in proporzione al periodo di carica.
(4) Ammontare corrispondente all’emolumento per la carica di Presidente di Saipem UK.
(5) Ammontare relativo alla retribuzione derivante dal contratto di lavoro subordinato della controllata francese Saipem sa.
(6) Ammontare relativo alla retribuzione derivante del contratto di lavoro subordinato di Saipem SpA.
(7) Ammontare relativo alla retribuzione derivante dal contratto di lavoro subordinato di Saipem SpA per il periodo rimasto in carica presso la società.
(8) Emolumento relativo alla carica di sindaco effettivo nella controllata E.M.S. SpA.
Compensi spettanti al key management personnel
I compensi spettanti ai dirigenti che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati del Gruppo o che sono di
interesse strategico (cd. key management personnel) ammontano a 26 milioni di euro (19 milioni di euro nel 2005) e si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Salari e stipendi
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro
Stock grant/option
Totale
2005
2006
5
5
9
19
6
6
14
26
Incentivo monetario differito attribuito ai componenti dell’organo di amministrazione,
ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche
Il piano di incentivazione monetaria differita 2006-2008 prevede l’attribuzione annuale di un incentivo base che sarà erogato
dopo tre anni, in percentuale compresa tra zero e 170, in funzione dei risultati conseguiti nel triennio di riferimento e approvati
dal Consiglio di Amministrazione (v. paragrafo “Compensi” del capitolo “Corporate governance” della Relazione sulla gestione).
227
Nella tabella seguente sono indicati nominativamente gli incentivi base attribuiti nell’esercizio 2006 all’Amministratore Delegato
e ai direttori generali delle business unit e, a livello aggregato, quelli attribuiti agli altri dirigenti con responsabilità strategiche.
(euro)
Nome e cognome
Incentivo base attribuito
Pietro Franco Tali
Jacques Léost
Yves Inbona
Altri dirigenti con responsabilità strategiche (1)
281.000
135.000
135.000
79.000
436.500
(1) 12 dirigenti.
30
Stock grant e stock option attribuite ai componenti dell’organo di amministrazione, ai direttori
generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche
Ai sensi dell’art. 78 della deliberazione Consob 11971 del 14 maggio 1999, e successive modificazioni, sono indicate nominativamente nella tabella seguente le stock grant e le stock option assegnate ai componenti dell’organo di amministrazione, ai direttori generali e agli altri dirigenti con responsabilità strategiche in applicazione dei piani di incentivazione in essere alla data del 31
dicembre 2006 descritti al punto “Altre informazioni - Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Saipem SpA” della
“Relazione sulla gestione”.
Sono inclusi tutti i soggetti che nel corso dell’esercizio di riferimento hanno ricoperto la carica di componente dell’organo di
amministrazione o di direttore generale, anche per una frazione di anno. Le informazioni relative ai dirigenti con responsabilità
strategiche differenti dagli amministratori e dai direttori generali sono fornite in aggregato.
(A)
(B)
Carica
ricoperta
(1)
(2)
Numero
Data di
diritti assegnazione
Pietro Franco Tali
Presidente
Amministratore
Delegato
Jacques Léost
Consigliere
Yves Inbona
Direttore Generale
Sergio Polito (*)
Direttore Generale
35.100
34.700
30.300
19.300
19.500
16.200
19.300
19.500
16.200
10.800
12.000
9.900
10.800
12.000
9.900
61.700
70.600
60.300
(3)
Numero
diritti
(4)
Scadenza
media
(5)
Numero
diritti
Nome e cognome
Altri dirigenti
con responsabilità
strategiche
228
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
15.07.2003
19.07.2004
18.07.2005
-
-
35.100
19.300
19.300
10.800
10.800
61.700
-
Diritti detenuti
alla fine
dell’esercizio
Diritti scaduti
nell’esercizio
Diritti esercitati
nell’esercizio
Diritti detenuti
all’inizio
dell’esercizio
Diritti assegnati
nell’esercizio
Stock grant
(6)
Prezzo
medio
di mercato
all’esercizio
17,539
17,539
17,539
17,539
17,539
17,539
-
(7) (8)=1+3-5-7
Numero
Numero
diritti
diritti
-
34.700
30.300
19.500
16.200
19.500
16.200
12.000
9.900
12.000
9.900
70.600
60.300
Opzioni assegnate nell’esercizio:
Opzioni esercitate nell’esercizio:
- prezzo medio di mercato all’esercizio (9)
Opzioni scadute nell’esercizio:
Opzioni detenute alla fine dell’esercizio:
- numero opzioni (11) =1+4-7-10
(euro)
(euro)
(euro)
(euro)
92.500
17,519
26.7.2012
92.500
17,519
26.7.2013
110.000
86.000
44.500
166.000
6,821
19,810
6,821
16,540
6,821
18,654
6,821
16,918
408.000
13,151
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
236.000
12,683
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
76.500
9,638
28.7.2012
27.7.2013
697.000
12,602
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
416.567
9,998
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2011
27.7.2012
26.7.2013
73.500
17,519
26.7.2012
73.500
17,519
26.7.2012
Altri dirigenti
con responsabilità
strategiche
180.500
17,519
26.7.2012
Direttore Generale
Sergio Polito (*)
324.067
7,851
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2011
27.7.2012
Consigliere
Angelo Caridi
229.500
8,537
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
Consigliere
Jacques Léost
337.500
8,752
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
Direttore Generale
Yves Inbona
(euro)
Amm. Delegato
Opzioni detenute all’inizio dell’esercizio:
Presidente
Pietro Franco Tali
Stock option
175.039
7,857
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2012
27.7.2013
121.000
8,603
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
588.000
8,670
30.9.2011
28.7.2012
27.7.2013
45.000
17,519
26.7.2013
220.039
9,833
30.9.2009
30.9.2010
28.7.2012
27.7.2013
26.7.2012
275.000
17,519
26.7.2012
(*) Non più in carica al 31.12.2006.
31
Utile per azione
L’utile per azione semplice di 0,36 euro è determinato dividendo l’utile dell’esercizio 2006 di competenza di Saipem SpA per il
numero medio ponderato delle azioni dell’impresa in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 435.253.726 e di 436.905.196 rispettivamente nell’esercizio 2006 e 2005.
L’utile per azione diluito di 0,35 euro è determinato dividendo l’utile dell’esercizio di competenza di Saipem SpA per il numero
medio ponderato delle azioni in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2006 e 2005 le azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse
riguardano esclusivamente le azioni assegnate a fronte dei piani di stock grant e stock option. Il numero medio ponderato delle
azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell’utile per azione diluito è di 441.859.615 e di 441.015.262 rispettivamente
nell’esercizio 2006 e 2005.
229
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:
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile semplice
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock option
Numero di azioni di risparmio convertibili in azioni ordinarie
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile diluito
Utile netto di competenza Saipem SpA (migliaia di euro)
Utile per azione semplice (ammontare in euro per azioni)
Utile per azione diluito (ammontare in euro per azione)
32
31.12.2005
31.12.2006
436.905.196
1.589.000
2.349.580
171.486
441.015.262
121.557
0,28
0,28
435.253.726
1.042.700
5.404.088
159.101
441.859.615
156.202
0,36
0,35
Informazioni per settore di attività e per area geografica
Le informazioni per settore di attività sono coerenti alle prescrizioni del principio internazionale IAS 14.
Perforazioni
Mare
Perforazioni
Terra
660.145
142.598
517.547
94.582
6.226
46.015
373.191
239.698
-
147.913
46.880
101.033
20.290
10.211
3.391
154.252
90.385
-
238.170
23.963
214.207
12.222
5.469
1.290
100.433
74.435
688
111.233
11.184
100.049
13.982
10.575
6.847
57.396
38.547
-
(40.205)
4.753
75.163
4.331
63.786
939.970
15.264
1.157.461
224.625
932.836
100.871
37.234
75.163
61.874
749.058
1.383.035
15.952
566.196
427.135
139.061
43.290
3.190
16.376
392.895
210.311
1.692
86.046
54.310
31.736
(23.305)
12.292
13.611
203.156
94.401
-
243.357
70.793
172.564
24.206
8.877
2.743
62.945
47.001
688
146.549
38.602
107.947
34.752
9.587
21.292
102.896
46.603
-
(44.312)
4.481
169.651
6.031
126.581
1.013.111
15.895
1.042.148
590.840
451.308
36.631
38.427
169.651
60.053
888.473
1.411.427
18.275
(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.
(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.
I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando le condizioni di mercato.
230
Totale
Onshore
Esercizio 2005
a dedurre: ricavi infrasettore
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Attività direttamente attribuibili (b)
Passività direttamente attribuibili (c)
Esercizio 2006
a dedurre: ricavi infrasettore
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Attività direttamente attribuibili (b)
Passività direttamente attribuibili (c)
Offshore
(migliaia di euro)
Non allocato
Informazioni per settore di attività
Offshore
Onshore
Perforazioni
Mare
Perforazioni
Terra
Non allocato
Totale
Le informazioni richieste dallo IAS 11, paragrafi 39, 40 e 42, sono di seguito analizzate:
566.196
1.692
564.504
22.592
1.692
(19.242)
60.820
43.270
86.046
86.046
623
688
4.688
243.357
243.357
-
146.549
146.549
-
-
1.042.148
1.692
1.040.456
23.215
2.380
(19.242)
60.820
43.958
(migliaia di euro)
Variazione fondo perdite future (b)
Totale (a-b)
Anticipi da clienti
Fondo perdite future (c)
Lavori in corso (d)
Risconti (e)
Totale (c+d+e)
Informazioni per area geografica
CSI
Resto Asia
Africa
Americhe
Non allocabili
Totale
Esercizio 2005
Attività direttamente attribuibili (correnti) (a)
Esercizio 2006
Attività direttamente attribuibili (correnti) (a)
Resto Europa
(migliaia di euro)
Italia
ATTIVITÀ DIRETTAMENTE ATTRIBUIBILI E INVESTIMENTI PER AREA GEOGRAFICA DI LOCALIZZAZIONE
7.805
49.375
117.362
1.227
37.628
232.598
43.737
52.466
66.625
3.834
38.628
7.759
25.636
184.268
1.346
10.069
21.975
87.602
61.874
179.008
749.058
16.433
92.458
143.941
2.558
7.675
249.851
17.081
7.750
151.268
7.468
6.903
47.111
16.062
31.878
155.780
451
7.935
30.793
109.729
60.053
154.600
888.473
(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA PER AREA GEOGRAFICA DI DESTINAZIONE
(migliaia di euro)
Italia
Resto Europa
Africa
CSI
Resto Asia
Americhe
Non allocabili
Totale
33
2005
44.301
169.688
579.743
265.108
49.869
48.749
1.157.458
2006
78.020
79.192
355.512
380.492
28.457
120.585
(110)
1.042.148
Rapporti con parti correlate
Saipem SpA è una società controllata da Eni SpA. Le operazioni compiute da Saipem SpA con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate e collegate di Eni SpA. Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti e sono state compiute nell’interesse delle imprese.
Di seguito sono indicati gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le
parti correlate.
231
Rapporti commerciali e diversi
I rapporti commerciali dell’esercizio 2005 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda
Gruppo Saipem sa
Saipem UK Ltd
Petrex SA
Sonsub Ltd
Moss Maritime AS
Saipem America Inc
Moss Offshore AS
Sonsub AS
PT Saipem Indonesia
Sonsub Inc
Intermare Sarda SpA
Saipem Asia Sdn Bhd
Saipem FPSO
Saipem (Portugal) - Gestão de Participações SGPS SA
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd
Saipem Perfurações e Construções Petroliferas Lda
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda
Katran-K Llc
Star Gulf FzCo
SB Construction and Maritime Services BV
Altre imprese controllate
Totale imprese controllate
232
Esercizio
2005
31.12.2005
(migliaia di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
67.761
55.420
40.000
14.032
13.259
8.114
8.105
4.269
3.103
2.693
23.495
39.742
2.238
3.238
13.547
107
8.151
9.184
2.161
461
2.227
2.061
1.949
1.730
1.669
1.446
1.439
1.422
882
748
670
574
478
161
152
136
96
40
622
235.258
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
Beni e servizi
Altri
107.642
596.217
83.356
442.451
33.817
58.010
424
74.339
-
118
2
469
1.093
-
6.062
4.641
13.233
111
11.836
67.820
2.028
587
91.988
59.436
558
20.532
6.370
7.308
1.770
4.961
7
990
2.134
795
1.229
140
118
486
336
520
9.312
6.805
5.369
98
1.531
31.630
111
1.611
6
2.309
19
50.381
3.214
60.998
5
50.296
50.860
1.364
1.917
3.507
50.810
5.648
42.384
742
16.781
3.263
26
5.222
17
58
1.271
3.741
1
5.744
52.353
686
508
136.130 1.832.948
-
49.296
8.131
4.231
61
20
2.638
316
3.002
3
150
21
7.893
35
196
9.005
4.895
12
11.887
3.573
2.926
136.947
300
117
941
338.810
608
1.521
70
1.945
1.792
530
315
5.016
44
14.685
(37)
219.419
1.087
1.473
256
2.195
69
420
406
17
27
564
336
171
169
31
700
14.669
Seguono i rapporti commerciali dell’esercizio 2005
Denominazione
Totale imprese controllate
Gruppo Saipem sa
Saipar Drilling Co Ltd
Saipem Aban Drilling Co Ltd
FPSO Mystras Produção de Petroleo Lda
Altre imprese collegate
Totale imprese collegate
Eni SpA - Divisione Gas & Power
Eni SpA - Divisione Exploration & Production
Eni SpA - Divisione Refining & Marketing
Eni SpA
Totale imprese controllanti
Totale joint venture
Totale altre correlate
EGOS - Empresa de Gasodutos e Oleodut
InAgip doo
Altre
Totale altre collegate Eni
Nigerian Agip Oil Co Ltd
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV
Eni Gas BV
Eni Iran BV
Ieoc Exploration BV
Eni Congo SA
Eni North Africa BV
Snamprogetti SpA
Ieoc Production BV
Eni Oil Co Ltd
Sofid SpA
Serfactoring SpA
AgipFuel SpA
EniServizi SpA
Altre controllate Eni
Totale altre controllate Eni
Totale generale
Crediti
235.258
5.924
885
698
1
7.508
8.886
5.993
2.633
1.598
19.110
20.790
81
10.446
9.667
211
20.324
46.827
20.295
9.739
6.298
4.736
4.229
2.607
2.475
2.175
171
29
13
2
1.123
100.719
403.790
Debiti
Esercizio
2005
31.12.2005
(migliaia di euro)
Garanzie
136.130 1.832.948
275
44.184
34
4.239
593
44.503
235
9.762
212
1.137
102.900
5.490
5.490
5.018
55
5.832
7.427
7.427
6.349
91.716
1.896
529
486
11
476
5.227
4.657
808
2.659
390
115.212
270.469 1.941.680
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
Beni e servizi
7.893
19
222
241
9.946
9.946
85
66
1.740
402
34
2.242
20.407
338.810
687
2.474
3.161
6.254
6.254
9
53
53
2.237
20.703
17.403
21.112
877
62.332
410.619
219.419
6.059
2.676
945
2.887
7
12.574
8.772
31.627
33
40.432
10.315
46.597
56.912
47.380
102.406
210.227
23.185
948
14.295
7.015
30.000
1.922
8.120
9.814
151
455.463
784.800
233
Altri
14.669
204
77
827
(375)
733
205
99
8
11
323
646
16.048
I rapporti commerciali dell’esercizio 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Gruppo Saipem sa
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda
CENMC Canada Inc
Intermare Sarda SpA
Katran-K Llc
Moss Maritime AS
North Caspian Service Co Ltd
Petrex SA
PT Saipem Indonesia
Saipem America Inc
Saipem (Portugal) - Gestão de Participações SGPS SA
Saipem Asia Sdn Bhd
Saipem FPSO SpA
Saipem do Brasil Serviçõs de Petroleo Ltda
Saipem Misr for Petroleum Services (S.A.E.)
Sonsub International Pty Ltd
Saipem UK Ltd
Snamprogetti SpA
Sonsub AS
Sonsub Ltd
Stargulf FzCo
Altre controllate
Totale controllate
234
Esercizio
2006
31.12.2006
(migliaia di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
43.441
25.553
353
3.817
32.291
4.278
240
593
1.405
86
27.833
37.624
3
788
12.094
15
9.714
132
-
778.517
160.654
52.267
93.724
97.200
17.126
3.797
14.697
3.351
2.750
31.857
10.977
1.391
564
10
47
16.121
750
3.108
100.000
5.720
25
937
2
11.296
43
10.996
21
1.087
491
1.822
312.072
67
1.044
134
44.328
2
50.354
1.051
30.052
5.847
51
94.501
628
95.271
1.888
45.163
4.581
1.321
8.210
37.965
24
2.657
1.304
757
35.130
5
22.038
471.302
1.390
353
66.551
42
45.558
3.722
1.652
3.803
1.441
13.023
138.587 2.264.159
Costi
Beni
Ricavi
Servizi
Beni e servizi
Altri
(70)
8.549
1.687 103.030
5
2
23.891
62.155
4.893
-
44.269
48.397
245
3.613
6.494
4.175
662
678
-
7.283
859
855
5.162
65
1.010
404
5
88
57
8.694
1.568
132
49
1.341
1.105
777
5.734
2
294
8.828
8.004
16
211
389
277
146.338
49
897
261
948
324
193
876
1.564
301
77
6
222
8.888
43
1.315
227
1.954
39
600
120
602
35.149
411
55
33
3.714
206
3.210
78
497
(328)
5.055
8.657
69
9.797
(1)
14
47.846
679
4
672
5
24
10
4.547
845
2
931
1.741 289.703
Seguono i rapporti commerciali dell’esercizio 2006:
Denominazione
Crediti
Debiti
Esercizio
2006
31.12.2006
(migliaia di euro)
Garanzie
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
Beni e servizi
Altri
Totale controllate
Gruppo Saipem sa
Lipardiz - Construção de Estruturas Maritimas Lda
FPSO Mystras Produção de Petroleo Lda
Saipar Drilling Co BV
Altre collegate
Totale collegate
Eni SpA - Divisione Exploration & Production
Eni SpA - Divisione Gas & Power
312.072
12.576
4
2.200
680
323
256
16.039
34.603
11.221
138.587 2.264.159
474
3.797
212
6.636
39.864
110
3.796
704
805
190
2.305
54.283
9.013
-
1.741
-
289.703
2.259
225
2.145
782
5.411
-
146.338
10.579
3.623
9.516
3.684
313
206
27.921
30.997
7.038
35.149
91
40
Eni SpA - Divisione Refining & Marketing
Eni SpA
Totale controllante
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV
AgipFuel SpA
Eni Gas BV Libyan
EniServizi SpA
Ieoc Exploration BV
Serfactoring SpA
Nigerian Agip Oil Co Ltd
GreenStream BV
Eni Iran BV
Eni North Africa BV
Eni Congo SA
Sofid SpA
Altre controllate Eni
Totale altre controllate Eni
Eni Oil Co Ltd
InAgip doo
Altre collegate Eni
Totale altre collegate Eni
Totale joint venture
Altre correlate
Totale generale
2.421
193
48.438
41.612
17.637
2.469
1.956
188
30.372
1.248
3.134
13.026
2.893
14
7.330
1.029
122.908
118
620
738
21.302
82
521.579
2.142
11.155
43.738
845
663
4.973
5.797
2.480
901
1
955
60.353
13
13
17.032
54
2.778
229.499 2.321.220
1.062
1.062
2.014
972
35
3.021
51
5.605
4.286
4.286
15.678
8.527
6.753
981
31.935
11
11
53
331.399
196
38.231
222.353
14.721
6.739
14.689
8.215
1.038
379
13.562
6.660
5.689
1.690
295.731
4.146
9.331
13.477
2.403
524.101
1.137
179
1.447
19
13
60
557
649
3
37.248
235
Rapporti finanziari
Denominazione
Enifin SpA
Eni International Bank SpA
Altre imprese controllate Eni
Imprese controllate e collegate
Totale
2005
31.12.2005
(migliaia di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
Oneri
Proventi
75.000
302
9.720
85.022
715.261
3
130.000
9.942
12.311
867.517
1.565.454
1.565.454
32.471
1.659
34.130
5.830
100
75.000
173
19.055
100.158
Denominazione
Enifin SpA
Eni International SpA
Sofid SpA
Saipem sa
Saipem Projects SpA
Altre imprese controllate Eni
Imprese controllate e collegate
Totale
2006
31.12.2006
(migliaia di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
Oneri
Proventi
3.450
605
100.000
10.920
114.975
904.066
9
7.017
73.000
12.311
996.403
1.862.472
1.862.472
42.284
5.000
47.284
1.091
4
69.359
5.000
100.000
542
4.222
180.218
Con l’Enifin SpA – impresa posseduta interamente da Eni SpA che svolge attività finanziaria per conto delle società del Gruppo Eni
– è in essere una convenzione in base alla quale l’Enifin provvede 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.
236
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale,
sul risultato economico e sui flussi finanziari
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:
31.12.2006
31.12.2005
(migliaia di euro)
Totale
Entità correlate
Incidenza %
Totale
Entità correlate
Incidenza %
562.016
897.740
426.804
249.071
403.789
852.830
270.469
14.072
71,85
95,00
63,37
5,65
676.742
3.295
994.890
389.942
481.274
519.933
3.295
992.427
227.853
3.977
76,83
100,00
99,75
58,43
0,83
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Proventi finanziari
Oneri finanziari
2006
2005
(migliaia di euro)
Totale
Entità correlate
Incidenza %
Totale
Entità correlate
Incidenza %
1.157.458
879.636
68.645
94.930
784.800
431.026
24.985
34.131
67,80
49,00
36,40
35,95
1.042.148
824.103
53.974
96.093
524.101
335.664
5.568
42.284
50,29
40,73
10,32
44,00
Le operazioni con parti correlate fanno parte dell’ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè
alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
237
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:
2005
(milioni di euro)
2006
Ricavi e proventi
Costi e oneri
Variazione rimanenze
Variazione dei crediti commerciali e diversi
Variazione dei debiti commerciali e diversi
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Investimenti:
- partecipazioni
Disinvestimenti:
- rami d’azienda
899.820
(465.158)
(14.805)
(51.189)
(202.012)
55.173
404
(26.652)
195.581
735.229
(377.948)
34.210
(116.144)
(42.616)
119.651
212
(31.800)
320.794
(1.412)
(16.959)
(4.574)
(22.945)
(2.128)
(238.750)
(18.789)
(259.667)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Assunzione di debiti finanziari a lungo
Rimborsi di debiti finanziari a lungo
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve
Dividendi pagati
Totale flussi finanziari verso entità correlate
47
224
(22.721)
7.067
(69.265)
353.791
(28.413)
263.180
536.040
177
-
52.568
8.868
13.836
75.272
(184.395)
(152.925)
281.811
(35.990)
92.896
229.295
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Totale
Flusso di cassa da attività di esercizio
Flusso di cassa da attività di finanziamento
34
Entità correlate
(80.525)
(78.346)
202.110
195.581
(22.721)
263.180
2006
2005
(migliaia di euro)
Incidenza %
(244,88)
29,00
130,22
Totale
64.930
(235.215)
246.032
Entità correlate
320.794
(184.395)
92.896
Eventi e operazioni significative non ricorrenti
Si segnala l’assenza di eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
35
Posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali
Negli esercizi 2005 e 2006 non si segnalano posizioni e transazioni derivanti da operazioni atipiche e inusuali.
238
Incidenza %
494,06
78,39
37,76
Attività di direzione e coordinamento
A norma dell’art. 2497-bis del codice civile si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2005 di Eni SpA che esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento.
(milioni di euro)
Valore della produzione
Costi della produzione
Differenza tra valore e costi della produzione
Proventi e oneri finanziari
Rettifiche di valore di attività finanziarie
Proventi e oneri straordinari
Risultato prima delle imposte
Imposte sul reddito dell’esercizio
Utile netto
(milioni di euro)
ATTIVO
Immobilizzazioni
Attivo circolante
Ratei e risconti
TOTALE ATTIVO
PASSIVO
Patrimonio netto:
- capitale sociale
- riserve
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Debiti
Ratei e risconti
TOTALE PASSIVO
2004
2005
48.097
(44.871)
3.226
1.768
(431)
1.021
5.584
(900)
4.684
59.729
(56.472)
3.257
3.664
(228)
(467)
6.226
(938)
5.288
2004
2005
29.484
11.804
30.455
13.620
82
41.370
89
44.164
29.434
4.004
20.746
4.684
1.991
202
9.262
481
41.370
29.656
4.005
20.363
5.288
2.748
222
11.107
431
44.164
I dati essenziali della controllante Eni SpA esposti nel prospetto riepilogativo richiesto dall’art. 2497-bis del codice civile sono stati
estratti dal relativo bilancio di esercizio per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2005. Per un’adeguata e completa comprensione
della situazione patrimoniale e finanziaria di Eni SpA al 31 dicembre 2005, nonché del risultato economico conseguito dalla
società nell’esercizio chiuso a tale data, si rinvia alla lettura del bilancio che, corredato della relazione della società di revisione, è
disponibile presso la sede della Società e presso la Borsa Italiana.
239
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Proposte del Consiglio di Amministrazione
Signori Azionisti,
siete invitati ad approvare il bilancio di esercizio della Vostra Società al 31 dicembre 2006 e la proposta di attribuire l’utile di esercizio di 156.202.375,00 euro come segue:
- alla riserva legale euro 7.810.118,75 equivalenti al 5% dell’utile di esercizio, ai sensi del disposto dell’art. 2430 del codice civile;
- agli Azionisti, a titolo di dividendo per le azioni in circolazione alla data di stacco cedola, escluse quindi le azioni proprie in portafoglio a quella data, in ragione di 0,29 euro per le azioni ordinarie1 e 0,32 euro per le azioni di risparmio1;
- riporto a nuovo dell’utile di esercizio che residua dopo aver effettuato gli accantonamenti citati e determinato il dividendo
complessivo da attribuire.
Siete altresì invitati ad approvare la proposta di mettere in pagamento il dividendo a partire dal 24 maggio 2007, con stacco della
cedola fissato al 21 maggio 2007.
Per il Consiglio di Amministrazione
Il Presidente
Pietro Franco Tali
28 marzo 2007
(1) Per effetto della riforma fiscale entrata in vigore il 1° gennaio 2004 al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla
fonte a titolo d’imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.
240
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Relazione del Collegio Sindacale all’Assemblea degli Azionisti
ai sensi dell’art. 153 D.Lgs. 58/1998 e dell’art. 2429, comma 3, c.c.
Signori Azionisti,
nel corso dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2006 abbiamo svolto le attività di vigilanza previste dalla legge, secondo i principi
di comportamento del Collegio Sindacale raccomandati dai Consigli Nazionali dei Dottori Commercialisti e dei Ragionieri.
Sulle attività svolte nel corso dell’esercizio, anche in osservanza delle indicazioni fornite dalla Consob, con comunicazione del 6
aprile 2001, modificata e integrata con comunicazione DEM/3021582 del 4 aprile 2003, e successivamente con comunicazione
n. DEM/6031329 del 7 aprile 2006, riferiamo quanto segue:
a) abbiamo vigilato sull’osservanza della legge e dell’atto costitutivo;
b) abbiamo ottenuto, come previsto dal Codice di Autodisciplina, la relazione di valutazione sulla dimensione, sulla composizione e sul funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei suoi Comitati;
c) abbiamo ottenuto dagli Amministratori, con la periodicità prevista dall’art. 21, dello Statuto, le dovute informazioni sull’attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale deliberate e poste in essere nell’esercizio, anche dalle società controllate, e possiamo ragionevolmente assicurare che le operazioni deliberate e poste in essere sono
conformi alla legge e allo statuto sociale e non sono manifestamente imprudenti, azzardate, in potenziale conflitto di interesse o in contrasto con le delibere assunte dall’Assemblea o tali da compromettere l’integrità del patrimonio sociale;
d) abbiamo acquisito conoscenza e vigilato, per quanto di nostra competenza, sull’adeguatezza della struttura organizzativa
della Società, sul rispetto dei principi di corretta amministrazione e sull’adeguatezza delle disposizioni impartite dalla Società
alle società controllate ai sensi dell’art. 114, comma 2, del D.Lgs. 58/1998, tramite acquisizione di informazioni dai responsabili delle competenti funzioni aziendali e incontri con la società di revisione ai fini del reciproco scambio di dati e informazioni rilevanti; a tale riguardo non abbiamo osservazioni o rilievi da sottoporre alla Vostra attenzione;
e) abbiamo valutato e vigilato sull’adeguatezza del sistema di controllo interno e del sistema amministrativo-contabile, nonché
sull’affidabilità di quest’ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, mediante l’ottenimento di informazioni dai
responsabili delle rispettive funzioni, l’esame dei documenti aziendali e dei risultati del lavoro svolto dalla società di revisione.
Nel corso dell’esercizio abbiamo partecipato ai lavori del Comitato per il controllo interno e, quando gli argomenti trattati lo
richiedevano, abbiamo tenuto riunioni congiunte con lo stesso Comitato. L’attività svolta ci consente di condividere il giudizio espresso dal Comitato in merito alla mancata individuazione di anomalie che possano essere considerate indicatori di
carenze nel sistema di controllo interno;
f) abbiamo preso visione e ottenuto informazioni sulle attività di carattere organizzativo e procedurale poste in essere ai sensi
dei D.Lgs. 231/2001 e 61/2002 sulla responsabilità amministrativa degli Enti per i reati contro la Pubblica Amministrazione e
sui reati societari; l’Organismo di Vigilanza, ha relazionato sulle attività svolte nel corso dell’esercizio 2006 senza evidenziare
rilievi;
g) abbiamo tenuto riunioni con i responsabili della società di revisione, ai sensi dell’art. 150, comma 2, del D.Lgs. 58/1998, nelle
quali non sono emersi fatti o situazioni rilevanti che debbano essere evidenziati nella presente relazione;
h) non abbiamo rilevato l’esistenza di operazioni atipiche o inusuali con società del Gruppo, con terzi o con parti correlate. Il
Consiglio di Amministrazione nella Relazione sulla gestione ha fornito esaustiva illustrazione sulle operazioni, di natura ordinaria, di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale poste in essere con società controllate e con parti correlate
nonché sulle modalità di determinazione dell’ammontare dei corrispettivi a esse afferenti e a tale relazione rimandiamo per
quanto di competenza;
i) in ottemperanza alle disposizioni dell’“International Accounting Standards - IAS 24” concernente l’individuazione della nozione di parti correlate, segnaliamo che gli amministratori, i direttori generali e i dirigenti con responsabilità strategiche hanno
dichiarato di non aver posto in essere né direttamente né per interposta persona o per il tramite di soggetti a essi riconducibili come definite dallo IAS 24 richiamato, operazioni con Saipem SpA e con le imprese dalla stessa controllate ai sensi dell’art.
93 del D.Lgs n. 58/1998;
j) la società di revisione ha rilasciato, in data odierna, le relazioni ai sensi dell’art. 156 del D.Lgs. 58/1998 rispettivamente per il bilancio di esercizio e per il bilancio consolidato di Gruppo al 31 dicembre 2006, redatto in conformità agli International Financial
Reporting Standards - IFRS adottati dall’Unione Europea. Da tali relazioni risulta che sia il bilancio di esercizio che il bilancio consolidato della Saipem sono “stati redatti con chiarezza e rappresentano in modo veritiero e corretto la situazione patrimoniale e
finanziaria e il risultato economico, le variazioni del patrimonio netto e i flussi di cassa per l’esercizio chiuso a tale data”;
k) nel corso dell’esercizio non sono pervenute denunce ex art. 2408;
l) non abbiamo conoscenza di altri fatti o esposti di cui dare menzione all’Assemblea.
241
S A I P E M B I L A N C I O D I E S E RC I Z I O 2 0 0 6 / R E L A Z I O N E D E L C O L L E G I O S I N DAC A L E
La società di revisione PricewaterhouseCoopers, incaricata della revisione dall’Assemblea del 29 aprile 2004, nel corso dell’esercizio 2006, in aggiunta ai compiti previsti dalla normativa per le società quotate (revisione del bilancio di esercizio, del bilancio consolidato nonché revisione limitata della relazione semestrale e verifiche nel corso dell’esercizio sulla regolare tenuta della
contabilità sociale), ha ricevuto i seguenti ulteriori incarichi:
- revisione delle rettifiche necessarie per la redazione del bilancio di esercizio e il bilancio consolidato della Saipem secondo
la normativa IAS/IFRS (compenso pattuito 71 mila euro);
- revisione contabile propedeutica allo svolgimento delle attività di audit sul sistema di controllo di cui alla sezione 404 del
Sarbanes-Oxley Act (compenso pattuito 216 mila euro);
- revisione contabile finalizzata allo svolgimento delle attività di audit sul sistema di controllo di cui alla sezione 404 del
Sarbanes-Oxley Act (compenso pattuito 368 mila euro).
Nel 2006, pertanto, sono stati conferiti incarichi aggiuntivi per un compenso complessivo di 655 mila euro. Inoltre, il Collegio
segnala che nel periodo in esame sono stati riconosciuti compensi relativi a incarichi aggiuntivi alla PricewaterhouseCoopers e
alle società estere appartenenti allo stesso network da parte di altre società del Gruppo Saipem per 438 mila euro.
Tenuto conto della dichiarazione di indipendenza rilasciata dalla PricewaterhouseCoopers, ai sensi del punto 4.5.2.2 del documento “Principi sull’indipendenza del revisore” emanato dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e dal Consiglio
Nazionale dei Ragionieri e Periti Commerciali e raccomandato dalla Consob con delibera n. 15185 del 5 ottobre 2005 e degli
incarichi conferiti alla stessa e alle società appartenenti alla sua rete dalla Saipem e dalle società del Gruppo, il Collegio Sindacale
ritiene che non sussistano elementi tali da comportare il venir meno dei requisiti di indipendenza della società di revisione
Vi ricordiamo che l’incarico per la revisione dei bilanci e per la revisione contabile per gli esercizi 2004-2006, ai sensi dell’art. 156
del D.Lgs. n. 58/1998, è stato conferito dall’Assemblea degli Azionisti in data 29 aprile 2004 alla società di revisione
PricewaterhouseCoopers, così come l’incarico di verifica della regolare tenuta delle scritture contabili ai sensi dell’art. 155 del
D.Lgs. n. 58/1998. In conformità con le nuove disposizioni introdotte dal D.Lgs. n. 303/2006, Vi proponiamo, ai sensi dell’art. 159
del TUF, la proroga dell’incarico di revisione contabile per il periodo di sei anni dal 2007 al 2012, come da relazione appositamente predisposta, che abbiamo contestualmente depositato presso la sede sociale e messa a disposizione degli Azionisti.
Nello svolgimento dell’attività di vigilanza sopra descritta, il Collegio si è riunito 12 volte, ha assistito alle 10 riunioni del
Consiglio di Amministrazione e ha partecipato alle 8 riunioni del Comitato per il controllo interno. Il Compensation Committee
si è riunito complessivamente 4 volte nel corso dell’esercizio.
Pertanto, sulla base dell’attività di controllo svolta nel corso dell’esercizio, non rileviamo motivi ostativi all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2006 e alla proposta del Consiglio di Amministrazione in merito alla destinazione dell’utile di esercizio.
Paolo Andrea Colombo, Presidente del Collegio Sindacale
Fabrizio Gardi, Sindaco effettivo
Fabio Venegoni, Sindaco effettivo
Milano, 13 aprile 2007
242
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Relazione della Società di revisione sul bilancio
243
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244
S A I P E M B I L A N C I O D I E S E RC I Z I O 2 0 0 6 / R I A S S U N TO D E L L E D E L I B E R A Z I O N I A S S E M B L E A R I
Riassunto delle deliberazioni assembleari
L’Assemblea Ordinaria e Straordinaria di Saipem SpA, tenutasi il 30 aprile 2007 in 2a convocazione, ha deliberato:
Parte Ordinaria
1) di approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2006 e di attribuire l’utile di esercizio di 156.202.375,00 euro come segue:
- alla riserva legale euro 7.810.118,75 equivalenti al 5% dell’utile di esercizio, ai sensi del disposto dell’art. 2430 del codice civile;
- agli azionisti, a titolo di dividendo per le azioni in circolazione alla data di stacco cedola, escluse quindi le azioni proprie in
portafoglio a quella data, in ragione di 0,29 euro per le azioni ordinarie e 0,32 euro per le azioni di risparmio;
- riporto a nuovo dell’utile di esercizio che residua dopo aver effettuato gli accantonamenti citati e determinato il dividendo
complessivo da attribuire;
2) di approvare il Piano di stock option 2007 che si sostanzia nell’offerta complessiva di un massimo di 2.500.000 diritti di opzione, a circa 100 dirigenti che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati del Gruppo o che siano di interesse strategico; l’esercizio dei diritti è consentito dopo 3 anni dall’assegnazione – 4 anni per i manager residenti in Francia – e
per un periodo massimo di 3 anni, in funzione del posizionamento del TSR Saipem rispetto ai suoi competitor nel triennio
2007-2009;
3) di autorizzare il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357 del codice civile, ad acquistare per un periodo di 18 mesi
dalla data della delibera assembleare, fino a un massimo di 2.500.000 azioni proprie del valore nominale di 1 euro per un prezzo non inferiore al loro valore nominale e non superiore del 5% rispetto al prezzo di riferimento registrato nel giorno di Borsa
precedente ogni singolo acquisto, che sarà effettuato esclusivamente sul mercato italiano secondo le modalità operative stabilite da Borsa Italiana SpA, e comunque fino a un ammontare complessivo non superiore a 60.000.000 di euro;
4) di autorizzare il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357-ter del codice civile, a disporre fino a un massimo di
2.500.000 azioni proprie da destinare al Piano di incentivazione - Stock option 2007;
5) di prorogare per il sessennio 2007-2012 alla PricewaterhouseCoopers SpA l’incarico: (i) di revisione del bilancio di esercizio e
bilancio consolidato; (ii) per la verifica nel corso di esercizio della regolare tenuta della contabilità sociale e della corretta rilevazione dei fatti di gestione; (iii) di revisione limitata della relazione semestrale; (iv) di revisione contabile delle rettifiche
necessarie per ricondurre i dati consolidati risultanti dal bilancio redatto sulla base dei principi contabili italiani a quelli statunitensi (U.S. GAAP);
6) di autorizzare la copertura assicurativa dei rischi professionali degli amministratori e dei sindaci della Saipem SpA.
Parte Straordinaria
1) di modificare gli artt. 13, 19, 20, 21 e 27 dello Statuto, per adeguarli al nuovo testo del decreto legislativo 58/1998, come
modificato dalla legge 262/2005 sulla Tutela del Risparmio.
245
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 Impresedi 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
Bilancio al 31 dicembre (in italiano) redatto ai sensi
del D.Lgs. 9 aprile 1991, n. 127
Financial Report at 31st December (in inglese)
Relazione trimestrale al 31 marzo, al 30 giugno e al 30 settembre
(in italiano e in inglese)
Relazione semestrale al 30 giugno (in italiano)
Six-montly report at 30th June (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
Copertina: Grafica Internazionale - Roma
Impaginazione e supervisione: Studio Joly Srl - Roma
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

2441 - Saipem

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