Énergie
Shell signale un décaissement de $2.5 billion lié aux certificats d’émissions allemands dans la note de mise à jour du Q3
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Shell plc a publié sa note de mise à jour du troisième trimestre 2026 le 7 octobre 2026, présentant les perspectives de production segmentée, de volumes de ventes et de marges pour le trimestre et signalant un décaissement d’environ $2.5 billion lié aux certificats d’émissions allemands. La mise à jour intervient avant les résultats du troisième trimestre 2026 de Shell, que l’entreprise a prévu de publier le 29 octobre 2026.
La note de mise à jour trimestrielle indique qu’elle « donne un aperçu de nos attentes actuelles pour le troisième trimestre », et que les perspectives présentées peuvent différer des résultats réels du troisième trimestre 2026 et sont soumises à la finalisation de ces résultats. Sauf indication contraire, toutes les déclarations prospectives excluent les éléments identifiés. Shell a déclaré que le consensus compilé par l’entreprise, géré par Vara Research, devrait être publié le 21 octobre 2026.
Gaz intégré et Upstream
Shell prévoit une production de Gaz intégré de 740 à 780 mille barils d’équivalent pétrole par jour (kboe/d) au troisième trimestre, selon la note, contre 631 kboe/d au deuxième trimestre 2026. Les volumes de liquéfaction de GNL sont guidés à 7,2 à 7,6 millions de tonnes, contre 7,7 millions de tonnes au deuxième trimestre. Les dépenses d’exploitation sous-jacentes sont attendues entre $1.3 billion et $1.5 billion, l’amortissement avant impôt entre $1.1 billion et $1.5 billion et la charge fiscale entre $0.6 billion et $0.9 billion ; les chiffres correspondants du deuxième trimestre étaient $1.1 billion, $1.2 billion et $0.8 billion. Trading & Optimisation devrait rester conforme au deuxième trimestre, et les perspectives incluent l’acquisition d’ARC Resources (ARX.TO ) , qui s’est achevée le 2 septembre 2026.
Pour Upstream, Shell guide une production du troisième trimestre de 1 735 à 1 835 kboe/d, contre 1 824 kboe/d au deuxième trimestre. Les dépenses d’exploitation sous-jacentes sont attendues entre $2.1 billion et $2.5 billion, l’amortissement avant impôt entre $2.2 billion et $2.8 billion et la charge fiscale entre $2.5 billion et $3.3 billion, contre des chiffres du deuxième trimestre de $2.2 billion, $2.5 billion et $2.8 billion respectivement. Les radiations de puits d’exploration du troisième trimestre sont estimées à environ $0.3 billion.
Marketing, Chimie et Flux de trésorerie du groupe
Les volumes de ventes du Marketing sont prévus entre 2 550 et 2 650 mille barils par jour (kb/d), contre 2 570 kb/d au deuxième trimestre, et Shell prévoit que le bénéfice ajusté du Marketing sera inférieur à celui du deuxième trimestre. Les dépenses d’exploitation sous-jacentes sont guidées entre $2.3 billion et $2.7 billion, l’amortissement avant impôt entre $0.5 billion et $0.7 billion et la charge fiscale entre $0.2 billion et $0.5 billion ; les chiffres du deuxième trimestre étaient $2.5 billion, $0.6 billion et $0.4 billion.
Dans les produits chimiques et les produits, la marge de raffinage indicative est de $42 le baril, contre $24 le baril au deuxième trimestre, tandis que la marge chimique indicative est de $208 la tonne, contre $270 la tonne. L’utilisation de la raffinerie est prévue entre 93 % et 97 %, contre 102 % au deuxième trimestre, la note indiquant que les faibles niveaux d’eau du Rhin affectent l’utilisation de la raffinerie Rheinland. L’utilisation des produits chimiques est guidée entre 81 % et 85 %, contre 83 %. Les dépenses d’exploitation sous-jacentes sont attendues entre $1.7 billion et $2.1 billion, l’amortissement avant impôt entre $1.1 billion et $1.3 billion et la charge fiscale entre $1.0 billion et $1.5 billion, comparativement à $1.9 billion, $1.1 billion et $0.6 billion au deuxième trimestre. Trading & Optimisation pour le segment devrait rester conforme au deuxième trimestre.
Shell prévoit que le bénéfice ajusté des énergies renouvelables et des solutions énergétiques se situe entre $0.0 billion et $0.4 billion, contre $0.1 billion au deuxième trimestre. Le bénéfice ajusté du groupe est prévu entre -$0.8 billion et -$0.6 billion, contre -$0.6 billion au deuxième trimestre.
Au niveau du groupe, la note indique que les impôts payés s’élèvent à $3.1 billion à $3.9 billion, contre $2.9 billion au deuxième trimestre. Les mouvements des instruments dérivés financiers sont prévus entre $0 et $5 billion, contre -$0.4 billion, et les mouvements du fonds de roulement entre -$4 billion et +$1 billion, contre +$3.4 billion. Le flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles, hors fonds de roulement, devrait inclure un décaissement d’environ $2.5 billion lié au calendrier des paiements des certificats d’émissions en vertu du German Brennstoffemissionshandelsgesetz (Fuel Emissions Trading Act), que la note indique avoir historiquement été payé au quatrième trimestre de chaque année civile. La mesure comprend également un afflux de dividendes de coentreprise de $0.8 billion, compensé par un décaissement de $0.8 billion via le fonds de roulement parce que les fonds étaient auparavant détenus en dépôt par le segment corporate, laissant un impact net sur le flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles nul.
Les dépréciations post-fiscales non monétaires des actifs de biogaz dans le Marketing devraient être largement compensées par une reprise de dépréciation dans le Gaz intégré, les deux étant déclarés comme éléments identifiés. La dette nette sera affectée par le paiement en espèces de l’acquisition d’ARC et l’absorption de la dette, ainsi que par une augmentation des composantes variables des baux de navires à long terme dans le contexte macroéconomique actuel, indique la note.
Une annexe à la note compare les perspectives mises à jour avec les perspectives QPR du troisième trimestre 2026. La fourchette de production d’Integrated Gas mise à jour de 740 à 780 kboe/j compare avec une perspective QPR de 570 à 630 kboe/j, une fourchette que la note indique exclure les volumes d’ARC Resources et du Qatar. La perspective de liquéfaction du GNL mise à jour de 7,2 à 7,6 millions de tonnes compare avec 7,1 à 7,7 millions de tonnes. Ailleurs, la perspective de production amont mise à jour de 1 735 à 1 835 kboe/j compare avec 1 680 à 1 880 kboe/j ; les volumes de ventes du Marketing de 2 550 à 2 650 kb/j avec 2 550 à 2 750 kb/j ; l’utilisation des raffineries de 93 % à 97 % avec 93 % à 101 % ; et l’utilisation des produits chimiques de 81 % à 85 % avec 78 % à 86 %.
L’annexe répertorie également les chiffres de référence du groupe pour le deuxième trimestre 2026 : un revenu attribuable aux actionnaires de Shell plc de 10,8 milliards de dollars, un bénéfice ajusté de 9,8 milliards de dollars, des dépenses d’exploitation de 8,7 milliards de dollars et des dépenses d’exploitation sous-jacentes de 8,4 milliards de dollars. La note définit les dépenses d’exploitation sous-jacentes comme les dépenses de production et de fabrication, les dépenses de vente, de distribution et administratives, ainsi que les dépenses de recherche et développement, les effets des éléments identifiés étant retirés. Elle définit le Bénéfice Ajusté comme une mesure qui élimine les effets des variations du prix du pétrole sur les montants comptabilisés des stocks et les effets des éléments identifiés, et qui exclut les bénéfices attribuables aux intérêts minoritaires. La dette nette est définie comme la somme de la dette à court et à long terme, moins les liquidités et équivalents de liquidités, ajustée de la juste valeur des instruments financiers dérivés utilisés pour couvrir les risques de change et de taux d’intérêt liés à la dette, ainsi que des soldes de garanties associés. La note ajoute que le Quarterly Databook de Shell contient des indications sur la marge de raffinage indicative, la marge chimique indicative et les sensibilités des prix et marges sur l’ensemble de l’année.
