BP prevede che il debito netto scenda a 13,5-14,5 miliardi di dollari nel terzo trimestre

BP p.l.c. (BP ) ha pubblicato il 13 ottobre 2026 il comunicato sull’andamento del terzo trimestre 2026, dichiarando di prevedere un debito netto compreso tra 13,5 e 14,5 miliardi di dollari alla fine del trimestre, rispetto ai 22,3 miliardi di dollari di fine secondo trimestre. Il comunicato sull’andamento del trimestre presenta le stime e le aspettative attuali di bp per il periodo; i risultati completi del gruppo per il terzo trimestre saranno pubblicati il 30 ottobre 2026.

La società ha dichiarato che le informazioni presentate non comprendono tutti i fattori che potrebbero influire sui risultati del gruppo per il trimestre e non costituiscono una stima di tali risultati, e che tutte le informazioni fornite restano soggette al completamento delle procedure di rendicontazione finanziaria. Le indicazioni fornite da bp nell’annuncio dei risultati del secondo trimestre 2026, del 4 agosto 2026, restano valide salvo indicazioni esplicite contrarie; un riepilogo di tali indicazioni è riportato nuovamente in un’appendice al comunicato.

Nel terzo trimestre, la produzione upstream dichiarata dovrebbe attestarsi tra 2.190 e 2.240 mila barili equivalenti di petrolio al giorno (mboe/d), rispetto ai 2.201 mboe/d del secondo trimestre e alla previsione iniziale compresa tra 2.100 e 2.250 mboe/d. bp ha affermato che il livello previsto riflette principalmente la ripresa dopo le manutenzioni stagionali, in parte compensata dalla riduzione della propria quota di partecipazione in America Latina, e che il trimestre risente del protrarsi delle interruzioni in Medio Oriente, ma non degli eventi meteorologici nel Golfo d’America. Sul totale, la produzione di gas ed energia a basse emissioni di carbonio dovrebbe raggiungere 775-795 mboe/d, contro i 765 mboe/d del trimestre precedente, mentre la produzione e le attività petrolifere dovrebbero attestarsi a 1.415-1.445 mboe/d, rispetto ai 1.436 mboe/d. Il comunicato precisa che, a causa degli arrotondamenti, la produzione upstream potrebbe non coincidere esattamente con la somma dei due segmenti.

Aspetti relativi ai risultati dei segmenti

Nel segmento del gas e dell’energia a basse emissioni di carbonio, bp prevede che i prezzi di realizzo abbiano, rispetto al trimestre precedente, un impatto positivo compreso tra 0,1 e 0,3 miliardi di dollari, incluso l’effetto delle variazioni degli indicatori di prezzo del gas naturale diversi da Henry Hub. Il risultato delle attività di commercializzazione e negoziazione del gas dovrebbe essere nettamente superiore a quello del secondo trimestre.

Nel segmento della produzione e delle attività petrolifere, si prevede che i prezzi di realizzo abbiano un impatto negativo compreso tra 0,2 e 0,4 miliardi di dollari, incluso anche l’effetto delle variazioni degli indicatori di prezzo del gas naturale diversi da Henry Hub. Le svalutazioni legate alle attività di esplorazione dovrebbero essere nettamente inferiori, poiché il trimestre precedente includeva l’impatto della cessione di Bay Du Nord; gli ammortamenti e le svalutazioni (DD&A) dovrebbero invece aumentare leggermente a causa di una variazione nella composizione della produzione. bp ha dichiarato che nel secondo trimestre gli utili delle partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto hanno beneficiato di maggiori contributi in America Latina, che non dovrebbero ripetersi nel terzo trimestre.

Nel segmento clienti e prodotti, si prevede che l’attività clienti registri un risultato nettamente inferiore, a causa della riduzione dei margini sui carburanti e dell’aumento dei prezzi degli oli base di Castrol, oltre che di un contributo inferiore delle attività midstream; questi effetti saranno parzialmente compensati da volumi leggermente maggiori dovuti alla stagionalità. Per l’attività prodotti, si prevede un miglioramento dei margini di raffinazione realizzati, compreso tra 1,9 e 2,1 miliardi di dollari, con una lavorazione in raffineria di 1.375-1.405 mila barili al giorno, rispetto ai 1.467 mila del secondo trimestre. bp ha dichiarato che le previsioni sulla lavorazione riflettono il completamento della cessione di Gelsenkirchen il 31 luglio 2026 e un livello inferiore di interventi programmati di fermata e manutenzione. Il risultato delle attività di negoziazione del petrolio dovrebbe rimanere sostanzialmente invariato rispetto al secondo trimestre.

Debito netto, svalutazioni e previsioni per l’intero anno

Per il terzo trimestre, l’aliquota fiscale effettiva sottostante del gruppo dovrebbe attestarsi intorno al 30%, un livello che bp attribuisce alla distribuzione geografica degli utili. Le previsioni aggiornate sull’aliquota fiscale per l’intero anno saranno comunicate insieme ai risultati del terzo trimestre; l’appendice al comunicato riporta le previsioni attualmente in vigore per l’intero anno, comprese tra il 35% e il 40%.

La riduzione prevista del debito netto include il rimborso di 1,0 miliardi di dollari di titoli ibridi il 30 settembre 2026; alla fine del terzo trimestre, si prevede che i restanti titoli e obbligazioni ibride ammontino a circa 12,0 miliardi di dollari, rispetto ai 13,0 miliardi di dollari di fine secondo trimestre. Nel movimento rientrano anche imposte sul reddito pagate per un importo superiore di circa 1,0 miliardi di dollari, uno svincolo di capitale circolante compreso tra 0 e 1,0 miliardi di dollari e investimenti in conto capitale pari a circa 3,0 miliardi di dollari. Di conseguenza, bp prevede che il totale combinato di debito netto, obbligazioni ibride, leasing e passività relative agli accordi transattivi nel Gulf of America diminuisca di circa 9,0-10,0 miliardi di dollari rispetto al secondo trimestre.

I risultati del terzo trimestre dovrebbero includere rettifiche al netto delle imposte relative a svalutazioni per un importo compreso tra 3,0 e 4,5 miliardi di dollari. bp ha dichiarato che gli oneri sono principalmente riconducibili alle attività legate alla transizione nel segmento del gas e dell’energia a basse emissioni di carbonio e sono esclusi dall’utile sottostante a costo di sostituzione.

Per quanto riguarda le condizioni di mercato, nel terzo trimestre il greggio Brent ha registrato una media di 96,99 $ al barile, rispetto ai 103,85 $ del secondo trimestre, mentre l’indice statunitense Henry Hub del primo giorno del mese ha registrato una media di 2,96 $ per milione di unità termiche britanniche (mmBtu), rispetto ai 2,90 $. Il Margine indicatore di raffinazione di bp, un semplice indicatore della media ponderata della miscela di greggio e della resa dei prodotti di bp per ciascuna raffineria, è stato in media di 46,7 $ al barile, rispetto ai 29,6 $. La società ha dichiarato che i prezzi di riferimento e i margini non corrispondono ai prezzi o ai margini effettivamente ottenuti nel corso dei periodi considerati.

Le regole empiriche di bp per l’intero esercizio 2026 indicano un impatto sull’utile operativo ante imposte a costo di sostituzione pari a 340 milioni di $ per ogni variazione di 1 $ al barile del Brent, 40 milioni di $ per ogni variazione di 0,10 $ per mmBtu dell’Henry Hub e 450 milioni di $ per ogni variazione di 1 $ al barile del margine indicatore di raffinazione. La ponderazione degli indicatori Brent e Henry Hub corrisponde a una ripartizione approssimativa dell’80% per la produzione e le attività operative petrolifere e del 20% per il gas e l’energia a basse emissioni di carbonio. bp definisce queste regole empiriche come indicatori direzionali approssimativi e avverte che, in un ampio intervallo di prezzi di petrolio e gas, la relazione tra prezzi e risultati non è necessariamente lineare.

Le previsioni aggiornate per l’intero esercizio 2026 comprendono una produzione upstream dichiarata compresa tra 2.180 e 2.270 mboe/d, con una produzione upstream sottostante sostanzialmente stabile rispetto al 2025; spese in conto capitale comprese tra 13,5 e 14,0 miliardi di $; ammortamenti, esaurimento e svalutazioni (DD&A) compresi tra 17,0 e 17,5 miliardi di $; e proventi da dismissioni e altre operazioni compresi tra 8 e 9 miliardi di $, inclusi 6 miliardi di $ derivanti dalla transazione Castrol annunciata. Per l’intero esercizio, la lavorazione nelle raffinerie è prevista tra 1.360 e 1.410 migliaia di barili al giorno, mentre i pagamenti per gli accordi relativi al petrolio del Golfo d’America sono previsti a 1,6 miliardi di $ ante imposte, di cui 0,4 miliardi nel primo trimestre e 1,1 miliardi nel secondo.

La dichiarazione identifica l’utile sottostante a costo di sostituzione prima degli interessi e delle imposte, l’aliquota fiscale effettiva sottostante, il debito netto e il capitale circolante come misure non-IFRS. Il 15 dicembre 2026, a New York, bp terrà inoltre un aggiornamento sulla strategia e sulle prospettive.