BP prévoit une baisse de sa dette nette à 13,5–14,5 milliards de dollars au troisième trimestre

BP p.l.c. (BP ) a publié le 13 octobre 2026 son communiqué sur les échanges du troisième trimestre 2026, indiquant prévoir une dette nette de 13,5 à 14,5 milliards de dollars à la fin du trimestre, contre 22,3 milliards de dollars à la fin du deuxième trimestre. Le communiqué sur les échanges présente les estimations et prévisions actuelles de bp pour la période. Les résultats complets du groupe pour le troisième trimestre doivent être publiés le 30 octobre 2026.

L’entreprise a précisé que les informations présentées ne couvrent pas l’ensemble des facteurs susceptibles d’influer sur les résultats du groupe pour le trimestre et ne constituent pas une estimation de ces résultats. Toutes les informations communiquées restent soumises à la finalisation des processus de présentation de l’information financière. Les éléments de prévision publiés dans l’annonce des résultats de bp pour le deuxième trimestre 2026, le 4 août 2026, restent applicables, sauf indication contraire explicite. Un récapitulatif de ces prévisions figure en annexe du communiqué.

La production en amont déclarée pour le troisième trimestre devrait s’établir entre 2 190 et 2 240 milliers de barils équivalent pétrole par jour (mboe/d), contre 2 201 mboe/d au deuxième trimestre et une prévision initiale de 2 100 à 2 250 mboe/d. bp a indiqué que le niveau attendu s’explique principalement par la reprise de la production après les opérations de maintenance saisonnières, en partie compensée par la réduction de sa participation au capital en Amérique latine. Le trimestre comprend les effets des perturbations persistantes au Moyen-Orient, mais aucun effet des phénomènes météorologiques dans le Gulf of America. Sur ce total, la production de gaz & énergies bas carbone devrait atteindre 775 à 795 mboe/d, contre 765 mboe/d au trimestre précédent, et celle du segment production pétrolière & opérations, 1 415 à 1 445 mboe/d, contre 1 436 mboe/d. Le communiqué précise qu’en raison des arrondis, la production en amont peut ne pas correspondre exactement à la somme des deux segments.

Éléments à prendre en compte pour les résultats des segments

Dans le segment gaz & énergies bas carbone, bp prévoit que les prix de vente réalisés auront, par rapport au trimestre précédent, un effet positif compris entre 0,1 et 0,3 milliard de dollars, y compris l’incidence des variations des indices de référence du gaz naturel autres que Henry Hub. Le résultat des activités de commercialisation et de négoce du gaz devrait être nettement supérieur à celui du deuxième trimestre.

Dans le segment production pétrolière & opérations, les prix de vente réalisés devraient avoir un effet négatif compris entre 0,2 et 0,4 milliard de dollars, y compris également l’incidence des variations des indices de référence du gaz naturel autres que Henry Hub. Les charges liées aux abandons de projets d’exploration devraient être nettement inférieures, car celles du trimestre précédent comprenaient l’incidence de la vente de Bay Du Nord. Les amortissements et dépréciations devraient, quant à eux, être légèrement plus élevés en raison de l’évolution de la composition de la production. bp a indiqué que les résultats des sociétés mises en équivalence au deuxième trimestre avaient bénéficié de contributions plus importantes en Amérique latine, qui ne devraient pas se répéter au troisième trimestre.

Dans le segment clients & produits, l’activité clients devrait enregistrer un résultat nettement inférieur, sous l’effet de marges plus faibles sur les carburants et de prix plus élevés des huiles de base chez Castrol, ainsi que d’une contribution moindre des activités intermédiaires, en partie compensés par des volumes légèrement supérieurs dus à des effets saisonniers. Le résultat de l’activité produits devrait bénéficier de marges de raffinage réalisées plus élevées, comprises entre 1,9 et 2,1 milliards de dollars, avec un débit de raffinage de 1 375 à 1 405 milliers de barils par jour, contre 1 467 au deuxième trimestre. bp a indiqué que cette prévision de débit tient compte de la finalisation de la cession de Gelsenkirchen le 31 juillet 2026 et d’un niveau inférieur d’arrêts planifiés et d’activités de maintenance. Le résultat des activités de négoce pétrolier devrait rester globalement stable par rapport au deuxième trimestre.

Dette nette, dépréciations et prévisions pour l’ensemble de l’année

Le taux d’imposition effectif sous-jacent du groupe pour le troisième trimestre devrait avoisiner 30 %, un niveau que bp attribue à la répartition géographique des bénéfices. Les prévisions actualisées du taux d’imposition pour l’ensemble de l’année seront communiquées avec les résultats du troisième trimestre. L’annexe au communiqué présente les prévisions annuelles en vigueur, soit 35 % à 40 %.

La baisse attendue de la dette nette tient compte du remboursement de 1,0 milliard de dollars de titres hybrides le 30 septembre 2026. Les obligations et titres hybrides restants devraient s’élever à environ 12,0 milliards de dollars à la fin du troisième trimestre, contre 13,0 milliards à la fin du deuxième trimestre. L’évolution reflète également une hausse d’environ 1,0 milliard de dollars des impôts sur le résultat payés, une libération de fonds de roulement comprise entre 0 et 1,0 milliard de dollars, ainsi que des dépenses d’investissement d’environ 3,0 milliards de dollars. En conséquence, bp prévoit que le total combiné de la dette nette, des obligations hybrides, des contrats de location et des passifs liés aux règlements concernant le Gulf of America diminuera d’environ 9,0 à 10,0 milliards de dollars par rapport au deuxième trimestre.

Les résultats du troisième trimestre devraient comprendre des éléments d’ajustement après impôts liés à des dépréciations, pour un montant compris entre 3,0 et 4,5 milliards de dollars. bp a indiqué que ces charges concernent principalement les activités de transition du segment gaz & énergies bas carbone et qu’elles sont exclues du bénéfice sous-jacent au coût de remplacement.

Concernant les conditions de marché, le Brent a atteint en moyenne 96,99 dollars le baril au troisième trimestre, contre 103,85 dollars au deuxième trimestre. L’indice américain Henry Hub du premier jour du mois s’est établi en moyenne à 2,96 dollars par million d’unités thermiques britanniques (mmBtu), contre 2,90 dollars. L’indicateur de marge de raffinage de bp, qui représente une moyenne pondérée simplifiée de la composition du panier de bruts de bp et du rendement en produits de chaque raffinerie, s’est élevé en moyenne à 46,7 dollars le baril, contre 29,6 dollars. La société a précisé que les prix de référence et les marges indicatives ne correspondent pas aux prix ni aux marges effectivement réalisés au cours de ces périodes.

Selon les règles empiriques de bp pour l’ensemble de l’exercice 2026, chaque variation de 1 dollar par baril du Brent a un impact de 340 millions de dollars sur le bénéfice opérationnel au coût de remplacement avant impôts ; chaque variation de 0,10 dollar par mmBtu de l’indice Henry Hub a un impact de 40 millions de dollars ; et chaque variation de 1 dollar par baril de l’indicateur de marge de raffinage a un impact de 450 millions de dollars. La pondération des indicateurs du Brent et de l’indice Henry Hub correspond à une répartition approximative de 80 % pour la production et les opérations pétrolières et de 20 % pour le gaz et l’énergie bas carbone. bp présente ces règles empiriques comme des indicateurs directionnels approximatifs et précise que, sur une large plage de prix du pétrole et du gaz, la relation entre les prix et les résultats n’est pas nécessairement linéaire.

Les prévisions révisées pour l’ensemble de l’exercice 2026 font état d’une production amont publiée de 2 180 à 2 270 mboe/j, tandis que la production amont sous-jacente devrait rester globalement stable par rapport à 2025 ; de dépenses d’investissement de 13,5 à 14,0 milliards de dollars ; de charges de DD&A de 17,0 à 17,5 milliards de dollars ; et de produits de cessions et autres produits de 8 à 9 milliards de dollars, dont 6 milliards provenant de la transaction Castrol annoncée. Le débit de raffinage pour l’ensemble de l’exercice devrait se situer entre 1 360 et 1 410 milliers de barils par jour. Pour l’ensemble de l’exercice, les paiements liés aux règlements pétroliers dans le golfe d’Amérique devraient atteindre 1,6 milliard de dollars avant impôts, dont 0,4 milliard au premier trimestre et 1,1 milliard au deuxième.

Le communiqué indique que le bénéfice sous-jacent au coût de remplacement avant intérêts et impôts, le taux d’imposition effectif sous-jacent, la dette nette et le fonds de roulement sont des mesures non conformes aux normes IFRS. bp organisera également une présentation sur sa stratégie et ses perspectives le 15 décembre 2026 à New York.