Shell kennzeichnet $2.5 billion Abfluss wegen deutscher Emissionszertifikate im Q3‑Update‑Hinweis

Shell plc veröffentlichte seinen Drittquartals‑2026‑Update‑Hinweis am 7. Oktober 2026, in dem die Produktions‑, Absatz‑ und Margenausblicke für das Segment im Quartal dargelegt und ein etwa $2.5 billion Cash‑Abfluss im Zusammenhang mit deutschen Emissionszertifikaten gekennzeichnet werden. Das Update erscheint vor den Drittquartals‑2026‑Ergebnissen von Shell, die das Unternehmen für den 29. Oktober 2026 zur Veröffentlichung geplant hat.

Der Quartals‑Update‑Hinweis erklärt, er “gibt einen Überblick über unsere aktuellen Erwartungen für das dritte Quartal” und dass die dargestellten Ausblicke von den tatsächlichen Drittquartals‑2026‑Ergebnissen abweichen können und von deren Abschluss abhängig sind. Sofern nicht anders angegeben, schließen alle Ausblicksaussagen identifizierte Posten aus. Shell sagte, dass der von dem Unternehmen erstellte Konsens, verwaltet von Vara Research, voraussichtlich am 21. Oktober 2026 veröffentlicht wird.

Integriertes Gas und Upstream

Shell erwartet für das integrierte Gas im dritten Quartal eine Produktion von 740 bis 780 tausend Barrel Öläquivalent pro Tag (kboe/d), laut Hinweis, verglichen mit 631 kboe/d im zweiten Quartal 2026. Die LNG‑Verflüssigungsvolumina werden mit 7,2 bis 7,6 Millionen Tonnen angegeben, gegenüber 7,7 Millionen Tonnen im zweiten Quartal. Die zugrunde liegenden Betriebskosten werden mit $1.3 billion bis $1.5 billion erwartet, die vorsteuerliche Abschreibung mit $1.1 billion bis $1.5 billion und die Steuerbelastung mit $0.6 billion bis $0.9 billion; die entsprechenden Werte für das zweite Quartal lagen bei $1.1 billion, $1.2 billion bzw. $0.8 billion. Trading & Optimisation wird voraussichtlich im Einklang mit dem zweiten Quartal liegen, und der Ausblick beinhaltet die Übernahme von ARC Resources (ARX.TO ) , die am 2. September 2026 abgeschlossen wurde.

Für Upstream gibt Shell für das dritte Quartal eine Produktion von 1.735 bis 1.835 kboe/d an, verglichen mit 1.824 kboe/d im zweiten Quartal. Die zugrunde liegenden Betriebskosten werden mit $2.1 billion bis $2.5 billion erwartet, die vorsteuerliche Abschreibung mit $2.2 billion bis $2.8 billion und die Steuerbelastung mit $2.5 billion bis $3.3 billion, gegenüber den entsprechenden Werten des zweiten Quartals von $2.2 billion, $2.5 billion bzw. $2.8 billion. Die Abschreibungen für Explorationsbohrungen im dritten Quartal werden voraussichtlich etwa $0.3 billion betragen.

Marketing, Chemikalien und Konzern‑Cash‑Flow

Die Marketing‑Absatzvolumina werden mit 2.550 bis 2.650 tausend Barrel pro Tag (kb/d) erwartet, gegenüber 2.570 kb/d im zweiten Quartal, und Shell erwartet, dass das bereinigte Ergebnis im Marketing niedriger ausfällt als im zweiten Quartal. Die zugrunde liegenden Betriebskosten werden mit $2.3 billion bis $2.7 billion angegeben, die vorsteuerliche Abschreibung mit $0.5 billion bis $0.7 billion und die Steuerbelastung mit $0.2 billion bis $0.5 billion; die Werte für das zweite Quartal lagen bei $2.5 billion, $0.6 billion und $0.4 billion.

Im Bereich Chemikalien und Produkte liegt die indikative Raffiniermargen‑Prognose bei $42 pro Barrel, verglichen mit $24 pro Barrel im zweiten Quartal, während die indikative Chemikalienmargen‑Prognose $208 pro Tonne beträgt, gegenüber $270 pro Tonne. Die Raffinerieauslastung wird mit 93 % bis 97 % erwartet, gegenüber 102 % im zweiten Quartal, wobei der Hinweis angibt, dass niedrige Rheinwasserstände die Auslastung der Rheinland‑Raffinerie beeinträchtigen. Die Chemikalienauslastung wird mit 81 % bis 85 % angegeben, gegenüber 83 %. Die zugrunde liegenden Betriebskosten werden mit $1.7 billion bis $2.1 billion erwartet, die vorsteuerliche Abschreibung mit $1.1 billion bis $1.3 billion und die Steuerbelastung mit $1.0 billion bis $1.5 billion, verglichen mit $1.9 billion, $1.1 billion und $0.6 billion im zweiten Quartal. Trading & Optimisation für das Segment wird voraussichtlich im Einklang mit dem zweiten Quartal liegen.

Shell erwartet für Renewables and Energy Solutions ein bereinigtes Ergebnis von $0.0 billion bis $0.4 billion, verglichen mit $0.1 billion im zweiten Quartal. Das bereinigte Ergebnis des Konzerns wird zwischen minus $0.8 billion und minus $0.6 billion erwartet, gegenüber minus $0.6 billion im zweiten Quartal.

Auf Konzernebene gibt der Hinweis an, dass die gezahlte Steuer zwischen $3.1 billion und $3.9 billion liegt, gegenüber $2.9 billion im zweiten Quartal. Bewegungen in Finanzderivatinstrumenten werden mit $0 bis $5 billion angegeben, gegenüber minus $0.4 billion, und die Veränderungen im Working Capital liegen zwischen minus $4 billion und plus $1 billion, gegenüber plus $3.4 billion. Der Cash‑Flow aus operativen Tätigkeiten ohne Working Capital wird voraussichtlich einen etwa $2.5 billion‑Abfluss enthalten, der mit dem Zahlungszeitpunkt von Emissionszertifikaten nach dem deutschen Brennstoffemissionshandelsgesetz (Fuel Emissions Trading Act) zusammenhängt, wobei der Hinweis angibt, dass diese historisch im vierten Quartal jedes Kalenderjahres bezahlt wurden. Die Maßnahme beinhaltet zudem einen $0.8 billion‑Dividendenzufluss aus einem Joint‑Venture, der durch einen $0.8 billion‑Abfluss über das Working Capital ausgeglichen wird, weil die Mittel zuvor vom Unternehmenssegment als Einlage gehalten wurden, sodass der Netto‑Einfluss auf den Cash‑Flow aus operativen Tätigkeiten null beträgt.

Nicht‑liquiditätswirksame Nachsteuer‑Abschreibungen von Biogas‑Vermögenswerten im Marketing werden voraussichtlich weitgehend durch eine Abschreibungsumkehr im integrierten Gas ausgeglichen, wobei beide als identifizierte Posten ausgewiesen werden. Die Netto‑Verschuldung wird laut Hinweis durch die Barzahlung für die ARC‑Akquisition und die Übernahme von Schulden sowie durch eine Erhöhung der variablen Bestandteile langfristiger Schiffsleasingverträge im aktuellen makroökonomischen Umfeld beeinflusst.

Ein Anhang zur Mitteilung vergleicht die aktualisierten Ausblicke mit dem QPR‑Ausblick für das dritte Quartal 2026. Der aktualisierte Produktionsbereich für Integrated Gas von 740 bis 780 kboe/Tag wird mit einem QPR‑Ausblick von 570 bis 630 kboe/Tag verglichen, ein Bereich, von dem die Mitteilung angibt, dass er Volumina von ARC Resources und Katar ausschließt. Der aktualisierte LNG‑Verflüssigungs‑Ausblick von 7,2 bis 7,6 Millionen Tonnen wird mit 7,1 bis 7,7 Millionen Tonnen verglichen. An anderer Stelle wird der aktualisierte Upstream‑Produktions‑Ausblick von 1.735 bis 1.835 kboe/Tag mit 1.680 bis 1.880 kboe/Tag verglichen; die Marketing‑Verkaufsvolumina von 2.550 bis 2.650 kb/Tag mit 2.550 bis 2.750 kb/Tag; die Raffinerieauslastung von 93 % bis 97 % mit 93 % bis 101 %; und die Chemieauslastung von 81 % bis 85 % mit 78 % bis 86 %.

Der Anhang listet zudem die Referenzzahlen für das zweite Quartal 2026 der Gruppe auf: dem Shell plc‑Aktionären zurechenbarer Gewinn von 10,8 Milliarden $, bereinigtes Ergebnis von 9,8 Milliarden $, operative Aufwendungen von 8,7 Milliarden $ und zugrundeliegende operative Aufwendungen von 8,4 Milliarden $. Die Mitteilung definiert zugrundeliegende operative Aufwendungen als Produktions‑ und Fertigungsaufwendungen, Vertriebs‑, Vertriebs‑ und Verwaltungskosten sowie Forschungs‑ und Entwicklungskosten, wobei die Effekte identifizierter Posten entfernt werden. Sie definiert Adjusted Earnings als eine Kennzahl, die die Auswirkungen von Ölpreisschwankungen auf Bestandswerte und die Effekte identifizierter Posten eliminiert und die dem nicht beherrschenden Anteil zurechenbaren Erträge ausschließt. Net Debt wird definiert als die Summe aus kurzfristigen und langfristigen Verbindlichkeiten abzüglich Kassenbeständen und Zahlungsmitteläquivalenten, angepasst um den beizulegenden Zeitwert von derivativen Finanzinstrumenten, die zur Absicherung von Devisen‑ und Zinsrisiken im Zusammenhang mit Schulden eingesetzt werden, sowie zugehörige Sicherheiten. Die Mitteilung ergänzt, dass das Quarterly Databook von Shell Leitlinien zum Indicative Refining Margin, zum Indicative Chemicals Margin und zu den Preis‑ und Margen‑Sensitivitäten für das Gesamtjahr enthält.