Saipem: il CdA approva i risultati preconsuntivi 2011

13 febbraio 2012; h 13:25

RISULTATI E DIVIDENDI RECORD

• L’Utile netto adjusted del 2011 raggiunge il livello record di 921 milioni di euro con un incremento dell’11,2% rispetto all’esercizio precedente.
• L’Utile netto del quarto trimestre del 2011 raggiunge il livello record di 258 milioni di euro con un incremento dell’8,9% rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.
• Le acquisizioni di nuovi ordini nel 2011 ammontano a 12.505 milioni di euro (12.935 milioni di euro nel 2010) e il portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2011 si attesta a 20.417 milioni di euro (20.505 milioni di euro al 31 dicembre 2010).
• Gli investimenti tecnici effettuati nel corso del 2011 ammontano a 1.199 milioni di euro rispetto a 1.545 milioni di euro dell’esercizio precedente.
• Dividendo previsto: 0,70 euro per azione ordinaria e 0,73 euro per azione di risparmio.
  Previsioni per l’esercizio 2012: ulteriore crescita di Ricavi, EBITDA e Utile netto.

San Donato Milanese, 13 febbraio 2012.Il Consiglio di Amministrazione di Saipem SpA ha oggi esaminato il preconsuntivo consolidato del Gruppo chiuso al 31 dicembre 2011, (non esaminato dal Collegio Sindacale e dalla Società di revisione) redatto in conformità ai principi contabili internazionali (International Financial Reporting Standards – IFRS).

Il Consiglio di Amministrazione proporrà all’Assemblea Ordinaria che sarà convocata per il 20 e 27 aprile 2012, rispettivamente in prima e in seconda convocazione, la distribuzione di un dividendo di 0,70 euro per azione ordinaria(*) (0,63 euro l’anno precedente) e di 0,73 euro per azione di risparmio^(*)(0,66 euro l’anno precedente). Il dividendo sarà messo in pagamento a partire dal 24 maggio 2012 (data di stacco cedola 21 maggio 2012). Il payout, in linea con i precedenti esercizi, rappresenta circa un terzo dell’utile netto consolidato.

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^(*) 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.

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011	4° trim.11 vs 4° trim.10 (%)		esercizio 2010	esercizio 2011	eserc.11 vs eserc.10 (%)
2.957	3.160	3.412	15,4	Ricavi	11.160	12.593	12,8
501	539	583	16,4	Ricavi	1.836	2.135	12,8
353	377	405	14,7	Utile operativo	1.319	1.493	13,2
237	225	258	8,9	Utile netto adjusted	828	921	11,2
237	225	258	8,9	Utile netto	844	921	9,1
385	387	436	13,2	Cash flow adjusted (Utile netto adj. + Amm.ti)	1.345	1.563	16,2
392	257	381	(2,8)	Investimenti tecnici	1.545	1.199	(22,4)
3.312	2.771	3.728	12,6	Ordini acquisiti	12.935	12.505	(3,3)

I volumi di ricavi realizzati e la redditività ad essi associata, specialmente nelle attività Engineering & Construction, e in misura inferiore nelle attività di Drilling, non sono lineari nel tempo, dipendendo tra l’altro, oltre che dall’andamento del mercato, da fattori climatici e dalla programmazione dei singoli lavori. Conseguentemente, i dati di una frazione di esercizio possono variare significativamente rispetto a quelli dei corrispondenti periodi di altri esercizi e non consentono l’estrapolazione all’intero anno.

Gli investimenti tecnicieffettuati nel corso dell’esercizio 2011 ammontano a 1.199 milioni di euro (1.545 milioni di euro nell’esercizio 2010), così ripartiti:

• per l’Engineering & Construction Offshore 509 milioni di euro, relativi al completamento di un field development ship per acque profonde e di un’unità FPSO, ai lavori di costruzione e approntamento di un pipelayer e di una yard di fabbricazione in Indonesia, all’acquisto di una concessione perpetua di un’area in Brasile sulla quale sarà realizzato un cantiere per fabbricazione di strutture sottomarine, oltre a interventi di mantenimento e upgrading di mezzi esistenti;
• per l’Engineering & Construction Onshore 59 milioni di euro, relativi all’acquisto di equipment e strutture per una base in Iraq nonché al mantenimento dell’asset base;
• per il Drilling Offshore 509 milioni di euro, relativi ai lavori di completamento/approntamento dei semisommergibili per perforazioni in acque profonde Scarabeo 9 e Scarabeo 8, oltre a interventi di mantenimento e upgrading sui mezzi esistenti;
• per il Drilling Onshore 122 milioni di euro, relativi all’acquisto di due nuovi impianti, destinati ad operare in Arabia Saudita e in Sud America, nonchè all’upgrading dell’asset base.

L’indebitamento finanziario nettoal 31 dicembre 2011 ammonta a 3.192 milioni di euro, con un decremento di 71 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2010, grazie al significativo flusso di cassa del periodo e al positivo andamento del capitale circolante.

Portafoglio ordini
Nel corso del quarto trimestre del 2011 Saipem ha acquisito nuovi ordini per un totale di 3.728 milioni di euro (3.312 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2010).
Le acquisizioni di nuovi ordini nel corso del 2011 ammontano a 12.505 milioni di euro (12.935 milioni di euro nel 2010).
Il portafoglio ordini del Gruppo Saipem al 31 dicembre 2011 si attesta a 20.417 milioni di euro (6.600 milioni di euro nell’Engineering & Construction Offshore, 9.604 nell’Engineering & Construction Onshore, 4.213 nel Drilling), di cui 9.451 milioni di euro da realizzarsi nel 2012.

Nel mese di gennaio sono stati acquisiti nuovi ordini per un totale di 1,8 miliardi di dollari per contratti già dettagliati nel comunicato stampa del 18 gennaio 2012.

Previsioni per l’esercizio 2012
Gli investimenti complessivi della Oil Industry sono previsti in aumento nel 2012 anche se le incertezze sull’andamento dell’economia globale potranno avere impatti sulla tempistica di approvazione dei progetti pianificati. Le aree che sono attese esprimere un mercato vivace sono per l’Offshore il West Africa, in particolare Nigeria e Angola, l’Azerbaijan, il Brasile, il South East Asia e l’Australia, per l’Onshore la Nigeria, il Canada, l’Iraq e l’Australia. Inoltre potrebbero essere avviati nel corso dell’anno alcuni importanti progetti legati allo sviluppo e al trasporto del gas: la fase uno di Shtokman nel Mare di Barents, l’impianto di liquefazione di Brass in Nigeria e il gasdotto Algeria – Italia, Galsi. Le prospettive di mercato per i contrattisti sono pertanto attese in miglioramento nel 2012. Per quanto riguarda Saipem, le capacità distintive della flotta, la rilevante presenza locale e il buon track record consentono di prevedere che la Società sarà in grado, in termini di acquisizioni ordini, di trarre pieno vantaggio dall’atteso miglioramento del mercato di riferimento. In quanto ai risultati economici attesi: il settore Drilling Offshore beneficerà dell’entrata in operatività dello Scarabeo 9 avvenuta il 19 gennaio, dell’entrata in operatività dello Scarabeo 8 prevista per aprile, in parte compensata dall’upgrading dello Scarabeo 6 che richiederà una sosta in cantiere di circa 6,5 mesi. Il Drilling Onshore è atteso riconfermare il buon utilizzo degli impianti espresso nel 2011 e di beneficiare di un lieve aumento delle rate. I settori Engineering & Construction sia Offshore che Onshore sono attesi esprimere volumi lievemente superiori al 2011 con margini simili. Complessivamente nel 2012 sono attesi ricavi per circa 13 miliardi di euro, un EBIT di circa 1,6 miliardi di euro e un utile netto di circa 1 miliardo di euro. Gli investimenti pianificati per il 2012 riguardano principalmente iniziative di mantenimento, il completamento della nave posatubi Castorone, l’upgrading dello Scarabeo 6 per renderlo idoneo a operare in profondità d’acqua fino a 1.100 metri, l’inizio della costruzione di una nuova yard in Brasile; complessivamente gli esborsi previsti ammontano a circa 900 milioni di euro.

Comitati del Consiglio di amministrazione
In ottemperanza alle previsioni del nuovo Codice di Autodisciplina delle società quotate, il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di istituire:

• il Comitato per la Remunerazione e le Nomine: il già costituito Comitato per la Remunerazione assume quindi funzioni propositive e consultive nei confronti del Consiglio di Amministrazione anche in tema di nomine;
• il Comitato per il Controllo e Rischi, individuato nell’attuale Audit Committee, con il compito di supportare le valutazioni e le decisioni del Consiglio stesso in relazione al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Giulio Bozzini, Chief Financial Officer della Società, dichiara ai sensi del comma 2 articolo 154 bis del Testo Unico della Finanza che l’informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri ed alle scritture contabili.

I dati e le informazioni previsionali devono ritenersi ‘forward-looking statements’ e pertanto, non basandosi su meri fatti storici, hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza, poiché dipendono anche dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri al di fuori del controllo della Società, quali ad esempio: le variazioni dei tassi di cambio, le variazioni dei tassi di interesse, la volatilità dei prezzi delle commodity, il rischio di credito, il rischio di liquidità, il rischio HSE, 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, il successo nelle trattative commerciali, il rischio di esecuzione dei progetti (inclusi quelli relativi agli investimenti in corso), nonché i cambiamenti nelle aspettative degli stakeholders ed altri cambiamenti nelle condizioni di business.
I dati consuntivi possono pertanto variare in misura sostanziale rispetto alle previsioni. Alcuni dei rischi citati risultano meglio approfonditi nelle Relazioni Finanziarie.
I dati e le informazioni previsionali si riferiscono alle informazioni reperibili alla data della loro diffusione.

Saipem è organizzata in due unità di business - Engineering & Construction e Drilling - con un forte orientamento verso attività oil & gas in aree remote e in acque profonde. Saipem è leader nella fornitura di servizi di ingegneria, di procurement, di project management e di costruzione, con distintive capacità di progettazione ed esecuzione di contratti offshore e onshore anche ad alto contenuto tecnologico quali la valorizzazione del gas naturale e degli oli pesanti.

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Analisi per settori di attività

Engineering & Construction: Offshore

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011	4° trim.11 vs 4° trim.10 (%)		esercizio 2010	esercizio 2011	eserc.11 vs eserc.10 (%)
1.177	1.304	1.397	18,7	Ricavi	4.486	5.075	13,1
(960)	(1.060)	(1.136)	18,3	Costi	(3.654)	(4.134)	13,1
(63)	(63)	(78)	23,8	Ammortamenti	(219)	(255)	16,4
154	181	183	18,8	Utile operativo	613	686	11,9
18,4	18,7	18,7		EBITDA %	18,5	18,5
13,1	13,9	13,1		EBIT %	13,7	13,5
1.241	1.074	1.795		Ordini acquisiti	4.600	6.131

Portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2011: 6.600 milioni di euro, di cui 3.304 da realizzarsi nel 2012.

• I ricavi del 2011 ammontano a 5.075 milioni di euro, con un incremento del 13,1% rispetto al 2010, riconducibile principalmente ai maggiori volumi sviluppati in Nord Europa, in Kazakhstan e in Asia Pacifico.
• L’utile operativo del 2011 ammonta a 686 milioni di euro, pari al 13,5% dei ricavi, rispetto ai 613 milioni di euro del 2010, pari al 13,7% dei ricavi. L’EBITDA si attesta al 18,5%, in linea con l’esercizio precedente.
• Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:
  – per conto South Oil Company, il contratto, di tipo EPIC, in Iraq, nell’ambito del progetto Iraq Crude Oil Export Expansion
  – Fase 2, che ha come scopo l’espansione del Basra Oil Terminal. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di una Piattaforma Centrale di Convoglio e Misurazione (CMMP), oltre che delle strutture connesse;
  – per conto Total E&P Nigeria Limited, il contratto, di tipo EPIC, in Nigeria, denominato OFON2
  – D030, per le nuove infrastrutture a mare del campo Ofon. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione del jacket OFP2 e di trasporto e installazione della nuova piattaforma OFQ completa per gli alloggi;
  – per conto PDVSA Petroleo SA, il contratto, in Venezuela, per la realizzazione della condotta Dragon
  – CIGMA, che prevede il trasporto e l’installazione di un gasdotto che collegherà la piattaforma gas Dragon con il complesso CIGMA;
  – per conto Petrobras, il contratto, di tipo EPIC, in Brasile, per la realizzazione del gasdotto Lula NE – Cernambi. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione di una condotta gas e relative attrezzature sottomarine.

Engineering & Construction: Onshore

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011	4° trim.11 vs 4° trim.10 (%)		esercizio 2010	esercizio 2011	eserc.11 vs eserc.10 (%)
1.375	1.472	1.588	15,5	Ricavi	5.236	5.945	13,5
(1.264)	(1.342)	(1.448)	14,6	Costi	(4.827)	(5.427)	12,4
(10)	(9)	(9)	(10,0)	Ammortamenti	(39)	(35)	(10,3)
101	121	131	29,7	Utile operativo	370	483	30,5
8,1	8,8	8,8		EBITDA %	7,8	8,7
7,3	8,2	8,2		EBIT %	7,1	8,1
2.050	1.280	1.649		Ordini acquisiti	7.744	5.006

Portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2011: 9.604 milioni di euro, di cui 4.818 da realizzarsi nel 2012.

• I ricavi del 2011 ammontano a 5.945 milioni di euro, con un incremento del 13,5% rispetto al 2010, riconducibile principalmente ai maggiori volumi sviluppati in Medio Oriente, Canada e Australia.
• L’utile operativo del 2011 ammonta a 483 milioni di euro rispetto ai 370 milioni di euro del 2010, con un’incidenza sui ricavi in crescita dal 7,1% all’8,1%. L’EBITDA raggiunge l’8,7%, rispetto al 7,8% del 2010; principalmente grazie alla buona efficienza operativa.
• Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:
  – per conto Safco, il contratto, di tipo EPC, in Arabia Saudita, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di un impianto per la produzione di urea, insieme alle relative unità di produzione di servizi e strutture di collegamento con gli impianti già esistenti;
  – per conto Etihad Rail Company, in qualità di leader della Joint-Venture con le società Dodsal Engineering and Construction Pte. Limited e Maire Tecnimont, in Abu Dhabi, il contratto per la progettazione e la realizzazione della linea ferroviaria che collegherà le aree di produzione di gas di Shah e Habshan, situate all’interno del Paese, con il porto di Ruwais;

Drilling: Offshore

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011	4° trim.11 vs 4° trim.10 (%)		esercizio 2010	esercizio 2011	eserc.11 vs eserc.10 (%)
225	205	210	(6,7)	Ricavi	750	833	11,1
(104)	(97)	(97)	(6,7)	Costi	(348)	(390)	12,1
(45)	(57)	(57)	26,7	Ammortamenti	(144)	(221)	53,5
76	51	56	(26,3)	Utile operativo	258	222	(14,0)
53,8	52,7	53,8		EBITDA %	53,6	53,2
33,8	24,9	26,7		EBIT %	34,4	26,7
10	296	135		Ordini acquisiti	326	780

Portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2011: 3.301 milioni di euro, di cui 906 da realizzarsi nel 2012.

• I ricavi del 2011 ammontano a 833 milioni di euro, con un incremento dell’11,1% rispetto al 2010, riconducibile principalmente alla piena attività delle navi di perforazione Saipem 10000 e 12000 e del jack up Perro Negro 8, che hanno compensato il fermo per interventi di manutenzione sul mezzo Scarabeo 5.
• L’utile operativo del 2011 ammonta a 222 milioni di euro rispetto ai 258 milioni di euro del 2010, con un’incidenza sui ricavi che passa dal 34,4% al 26,7%, principalmente a causa dell’aumento degli ammortamenti e del fermo per interventi di manutenzione sul mezzo Scarabeo 5. L’incremento degli ammortamenti è principalmente ascrivibile all’entrata in attività dei nuovi mezzi. L’EBITDA è sostanzialmente in linea con il 2010.
• Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:
  – per conto Chevron, il contratto per il noleggio del jack-up Perro Negro 6, per un periodo di tre anni, per attività di perforazione in Angola;
  – per conto Eni, l’estensione per un periodo di dodici mesi del contratto di utilizzo del jack-up Perro Negro 8, in Italia.
  – L’utilizzo dei principali mezzi navali nel 2011 e l’impatto delle manutenzioni programmate nel 2012 sono indicati nel seguente prospetto:
  
  
  

  Mezzo navale
  	venduti	non operativi		non operativi
  	(n° giorni)			(n° giorni)
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 3	335	30	(a)	123	(a)
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 4	365	–		–
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 5	297	68	(a+b)	–
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 6	352	13	(b)	195	(a)
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 7	365	–		–
  Nave di perforazione Saipem 10000	365	–		–
  Nave di perforazione Saipem 12000	355	10	(b)	–
  Jack up Perro Negro 2	365	–		61	(a)
  Jack up Perro Negro 3	365	–		29	(a)
  Jack up Perro Negro 4	365	–		61	(a)
  Jack up Perro Negro 5	365	–
  Jack up Perro Negro 6	365	–		16	(a)
  Jack up Perro Negro 7	305	60	(a)	–
  Jack up Perro Negro 8	365	–		–
  Tender Assisted Drilling Barge	365	–		16	(a)

  
  (a) = giorni in cui il mezzo è stato/sarà interessato da lavori di rimessa in classe e/o approntamento.
  (b) = giorni in cui il mezzo è stato interessato da interventi di manutenzione a seguito di problematiche tecniche.
  
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 9: iniziate attività il 19 gennaio 2012. Non sono previste fermate per manutenzione nel corso dell’anno.
  
  Piattaforma semisommergibile Scarabeo 8: il mezzo è previsto completare i sea trialsentro metà marzo, quindi dovrà ottenere le autorizzazioni a operare da parte delle competenti Autorità Norvegesi. L’inizio delle attività è previsto nel corso del mese di aprile.
  
  

Drilling: Onshore

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011	4° trim.11 vs 4° trim.10 (%)		esercizio 2010	esercizio 2011	eserc.11 vs eserc.10 (%)
180	179	217	20,6	Ricavi	688	740	7,6
(128)	(122)	(148)	15,6	Costi	(495)	(507)	2,4
(30)	(33)	(34)	13,3	Ammortamenti	(115)	(131)	13,9
22	24	35	59,1	Utile operativo	78	102	30,8
28,9	31,8	31,8		EBITDA %	28,1	31,5
12,2	13,4	16,1		EBIT %	11,3	13,8
11(*)	121	149		Ordini acquisiti	265(*)	588

^(*)ordini acquisiti per 338 milioni di euro nel 2010, e 84 milioni di euro nel trimestre, al netto di 73 milioni di euro per la
cancellazione del contratto con Regal Petroleum per il noleggio di due mezzi in Ucraina.

Portafoglio ordini residuo al 31 dicembre 2011: 912 milioni di euro, di cui 423 da realizzarsi nel 2012.

• I ricavi del 2011 ammontano a 740 milioni di euro, con un incremento del 7,6% rispetto al 2010, riconducibile principalmente alla piena operatività di impianti in Sud America e all’entrata in operatività di nuovi impianti in Kazakhstan.
• L’utile operativo del 2011 ammonta a 102 milioni di euro rispetto ai 78 milioni di euro del 2010, con un’incidenza sui ricavi in crescita dall’11,3% al 13,8%. L’EBITDA raggiunge il 31,5% rispetto al 28,1% del 2010, grazie principalmente ad una maggiore efficienza operativa e a un più elevato utilizzo degli impianti.
• Tra le principali acquisizioni del quarto trimestre si segnalano:
  – per conto di vari clienti, contratti ed estensioni di contratti esistenti per l’utilizzo di tredici impianti in Sud America, in Nord e West Africa e in Kazakhstan, con diversa durata temporale.

L’attività operativa ha comportato un utilizzo medio degli impianti del 96,1% (94% nel 2010); gli impianti di proprietà al 31 dicembre 2011 ammontano a 91, dislocati nei seguenti paesi: 28 in Venezuela, 21 in Perù, 10 in Arabia Saudita, 8 in Colombia, 7 in Algeria, 5 in Kazakhstan, 3 in Brasile, 3 in Bolivia, 2 in Congo, 2 in Ecuador, 1 in Italia, e 1 in Ucraina. Inoltre sono stati utilizzati 6 impianti di terzi in Perù e 4 impianti di terzi in Kazakhstan (di cui 2 dalla joint company SaiPar).

Si allegano:
gli schemi consolidati di Stato Patrimoniale, Conto Economico riclassificati (il Conto Economico è riclassificato secondo natura e destinazione dei costi operativi) e il Rendiconto Finanziario.

STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO RICLASSIFICATO

(milioni di euro)
	31 dicembre 2010		31 dicembre 2011
Immobilizzazioni materiali nette		7.403		8.024
Immobilizzazioni immateriali		760		752
		8.163		8.776
- Engineering & Construction: Offshore	3.617		3.851
- Engineering & Construction: Onshore	444		464
- Drilling: Offshore	3.204		3.550
- Drilling: Onshore	898		911
Partecipazioni		105		102
Capitale immobilizzato		8.268		8.878
Capitale di esercizio netto		(658)		(663)
Fondo per benefici ai dipendenti		(193)		(200)
CAPITALE INVESTITO NETTO		7.417		8.015
Patrimonio netto		4.060		4.709
Capitale e riserve di terzi		94		114
Indebitamento finanziario netto		3.263		3.192
COPERTURE		7.417		8.015
Leverage (indebitamento/patrimonio netto)		0,80		0,68
N° AZIONI EMESSE E SOTTOSCRITTE		441.410.900		441.410.900

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO RICLASSIFICATO PER NATURA

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011		esercizio 2010	esercizio 2011
2.957	3.160	3.412	Ricavi della gestione caratteristica	11.160	12.593
5	2	14	Altri ricavi e proventi	14	21
(2.015)	(2.211)	(2.338)	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(7.711)	(8.729)
(446)	(412)	(505)	Lavoro e oneri relativi	(1.627)	(1.750)
501	539	583	MARGINE OPERATIVO LORDO	1.836	2.135
(148)	(162)	(178)	Ammortamenti e svalutazioni	(517)	(642)
353	377	405	UTILE OPERATIVO	1.319	1.493
(20)	(36)	(30)	Oneri finanziari	(110)	(133)
5	4	7	Proventi da partecipazioni	13	19
338	345	382	UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE	1.222	1.379
(96)	(99)	(110)	Imposte sul reddito	(344)	(392)
242	246	272	UTILE PRIMA DEGLI INTERESSI DI TERZI AZIONISTI	878	987
(5)	(21)	(14)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(50)	(66)
237	225	258	UTILE NETTO ADJUSTED	828	921
–	–	–	Plusvalenza da cessione di partecipazioni	17	–
–	–	–	Effetto fiscale	(1)	–
237	225	258	UTILE NETTO	844	921
385	387	436	CASH FLOW ADJUSTED (Utile Netto Adjusted+ Ammortamenti)	1.345	1.563

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO RICLASSIFICATO PER DESTINAZIONE

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011		esercizio 2010	esercizio 2011
2.957	3.160	3.412	Ricavi della gestione caratteristica	11.160	12.593
(2.474)	(2.650)	(2.877)	Costi della produzione	(9.361)	(10.608)
(37)	(46)	(38)	Costi di inattività	(131)	(134)
(39)	(37)	(40)	Costi commerciali	(143)	(158)
(3)	(4)	(1)	Costi per studi, ricerca e sviluppo	(12)	(12)
(5)	0	(5)	Proventi (Oneri) diversi operativi netti	(10)	(4)
399	423	451	MARGINE DI ATTIVITA’	1.503	1.677
(46)	(46)	(46)	Spese generali	(184)	(184)
353	377	405	UTILE OPERATIVO	1.319	1.493
(20)	(36)	(30)	Oneri finanziari	(110)	(133)
5	4	7	Proventi da partecipazioni	13	19
338	345	382	UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE	1.222	1.379
(96)	(99)	(110)	Imposte sul reddito	(344)	(392)
242	246	272	UTILE PRIMA DEGLI INTERESSI DI TERZI AZIONISTI	878	987
(5)	(21)	(14)	Risultato di competenza di terzi azionisti	(50)	(66)
237	225	258	UTILE NETTO ADJUSTED	828	921
–	–	–	Plusvalenza da cessione di partecipazioni	17	–
–	–	–	Effetto fiscale	(1)	–
237	225	258	UTILE NETTO	844	921
385	387	436	CASH FLOW ADJUSTED (Utile Netto Adjusted+ Ammortamenti)	1.345	1.563

R ENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

(milioni di euro)
quarto trimestre 2010	terzo trimestre 2011	quarto trimestre 2011		esercizio 2010	esercizio 2011
237	225	258	Utile del periodo di Gruppo	844	921
5	21	14	Utile del periodo di terzi	50	66
			a rettifica:
145	166	203	Ammortamenti ed altri componenti non monetari	496	700
138	(13)	68	Variazione del capitale di periodo relativo alla gestione	(70)	(89)
525	399	543	Flusso di cassa netto da attività di periodo	1.320	1.598
(392)	(257)	(381)	Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(1.545)	(1.199)
20	7	11	Disinvestimenti	53	18
153	149	173	Free cash flow	(172)	417
15	2	2	Esercizio stock option	35	13
(23)	–	–	Flusso di cassa del capitale proprio	(263)	(297)
(3)	(75)	(44)	Differenze di cambio sull’indebitamento finanziario netto e altre variazioni	(18)	(62)
142	76	131	Variazione indebitamento finanziario netto	(418)	71
3.405	3.399	3.323	Indebitamento finanziario netto inizio periodo	2.845	3.263
3.263	3.323	3.192	Indebitamento finanziario netto fine periodo	3.263	3.192