Energia
Shell segnala un deflusso di $2,5 miliardi per certificati di emissione tedeschi nella nota di aggiornamento del terzo trimestre
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Shell plc ha pubblicato la sua nota di aggiornamento del terzo trimestre 2026 il 7 ottobre 2026, illustrando le previsioni di produzione, volume di vendite e margine per il segmento nel trimestre e segnalando un deflusso di cassa di circa $2,5 miliardi legato ai certificati di emissione tedeschi. L’aggiornamento precede i risultati del terzo trimestre 2026 di Shell, che l’azienda ha programmato per la pubblicazione il 29 ottobre 2026.
La nota di aggiornamento trimestrale afferma che fornisce una panoramica delle nostre attuali aspettative per il terzo trimestre e che le previsioni presentate possono differire dai risultati effettivi del terzo trimestre 2026 e sono soggette alla finalizzazione di tali risultati. Salvo diversa indicazione, tutte le dichiarazioni di previsione escludono gli elementi identificati. Shell ha dichiarato che il consenso compilato dall’azienda, gestito da Vara Research, dovrebbe essere pubblicato il 21 ottobre 2026.
Gas Integrato e Upstream
Shell prevede una produzione di Gas Integrato di 740‑780 mila barili equivalenti di petrolio al giorno (kboe/d) nel terzo trimestre, secondo la nota, rispetto a 631 kboe/d nel secondo trimestre del 2026. I volumi di liquefazione del GNL sono indicati tra 7,2 e 7,6 milioni di tonnellate, contro 7,7 milioni di tonnellate nel secondo trimestre. Le spese operative sottostanti sono previste tra $1,3 miliardi e $1,5 miliardi, l’ammortamento ante imposta tra $1,1 miliardi e $1,5 miliardi e l’onere fiscale tra $0,6 miliardi e $0,9 miliardi; i corrispondenti valori del secondo trimestre erano $1,1 miliardi, $1,2 miliardi e $0,8 miliardi. Si prevede che Trading & Optimisation rimanga in linea con il secondo trimestre, e le previsioni includono l’acquisizione di ARC Resources (ARX.TO ) , completata il 2 settembre 2026.
Per l’Upstream, Shell prevede una produzione nel terzo trimestre di 1.735‑1.835 kboe/d, rispetto a 1.824 kboe/d nel secondo trimestre. Le spese operative sottostanti sono previste tra $2,1 miliardi e $2,5 miliardi, l’ammortamento ante imposta tra $2,2 miliardi e $2,8 miliardi e l’onere fiscale tra $2,5 miliardi e $3,3 miliardi, rispetto ai valori del secondo trimestre di $2,2 miliardi, $2,5 miliardi e $2,8 miliardi rispettivamente. Le svalutazioni dei pozzi di esplorazione nel terzo trimestre sono previste intorno a $0,3 miliardi.
Marketing, Chimica e Flusso di Cassa del Gruppo
I volumi di vendita del Marketing sono previsti tra 2.550 e 2.650 mila barili al giorno (kb/d), rispetto a 2.570 kb/d nel secondo trimestre, e Shell prevede che gli utili rettificati del Marketing siano inferiori rispetto al secondo trimestre. Le spese operative sottostanti sono indicate tra $2,3 miliardi e $2,7 miliardi, l’ammortamento ante imposta tra $0,5 miliardi e $0,7 miliardi e l’onere fiscale tra $0,2 miliardi e $0,5 miliardi; i valori del secondo trimestre erano $2,5 miliardi, $0,6 miliardi e $0,4 miliardi.
Nel settore Chimica e Prodotti, la previsione indicativa del margine di raffinazione è di $42 per barile, rispetto a $24 per barile nel secondo trimestre, mentre la previsione indicativa del margine chimico è di $208 per tonnellata, contro $270 per tonnellata. L’utilizzo della raffineria è previsto tra il 93 % e il 97 %, rispetto al 102 % nel secondo trimestre, con la nota che i bassi livelli d’acqua del Reno stanno influenzando l’utilizzo della raffineria di Rheinland. L’utilizzo della chimica è indicato tra l’81 % e l’85 %, rispetto all’83 %. Le spese operative sottostanti sono previste tra $1,7 miliardi e $2,1 miliardi, l’ammortamento ante imposta tra $1,1 miliardi e $1,3 miliardi e l’onere fiscale tra $1,0 miliardi e $1,5 miliardi, rispetto a $1,9 miliardi, $1,1 miliardi e $0,6 miliardi nel secondo trimestre. Trading & Optimisation per il segmento dovrebbe rimanere in linea con il secondo trimestre.
Shell prevede utili rettificati per Renewables and Energy Solutions tra $0,0 miliardi e $0,4 miliardi, rispetto a $0,1 miliardi nel secondo trimestre. Gli utili rettificati del segmento Corporate sono previsti tra -$0,8 miliardi e -$0,6 miliardi, contro -$0,6 miliardi nel secondo trimestre.
A livello di gruppo, la nota indica imposte pagate tra $3,1 miliardi e $3,9 miliardi, rispetto a $2,9 miliardi nel secondo trimestre. I movimenti nei Strumenti Derivati Finanziari sono indicati tra $0 e $5 miliardi, contro -$0,4 miliardi, e i movimenti di capitale circolante tra -$4 miliardi e +$1 miliardo, rispetto a +$3,4 miliardi. Il flusso di cassa dalle attività operative, escluso il capitale circolante, dovrebbe includere un deflusso di circa $2,5 miliardi legato ai tempi di pagamento dei certificati di emissione ai sensi del Brennstoffemissionshandelsgesetz tedesco (Legge sul commercio delle emissioni di carburante), che, secondo la nota, sono stati storicamente pagati nel quarto trimestre di ogni anno solare. La misura comprende anche un afflusso di dividendi da joint‑venture di $0,8 miliardi, compensato da un deflusso di $0,8 miliardi attraverso il capitale circolante perché i fondi erano precedentemente depositati dal segmento corporate, lasciando un impatto netto sul flusso di cassa dalle attività operative pari a zero.
Le svalutazioni post-imposta non monetarie degli asset di biogas nel Marketing dovrebbero essere in gran parte compensate da una inversione di svalutazione nel Gas Integrato, entrambe riportate come elementi identificati. Il debito netto sarà influenzato dal corrispettivo in contanti dell’acquisizione di ARC e dall’assunzione del debito, nonché da un aumento delle componenti variabili dei contratti di noleggio a lungo termine delle navi nell’attuale contesto macroeconomico, secondo la nota.
Un’appendice della nota confronta le previsioni aggiornate con le previsioni QPR del terzo trimestre 2026. L’intervallo di produzione di Integrated Gas aggiornato a 740‑780 kboe/g confronta con una previsione QPR di 570‑630 kboe/g, un intervallo che la nota indica escludere i volumi di ARC Resources e del Qatar. La previsione di liquefazione LNG aggiornata a 7,2‑7,6 milioni di tonnellate confronta con 7,1‑7,7 milioni di tonnellate. Altrove, la previsione di produzione Upstream aggiornata a 1.735‑1.835 kboe/g confronta con 1.680‑1.880 kboe/g; i volumi di vendita di Marketing di 2.550‑2.650 kb/g con 2.550‑2.750 kb/g; l’utilizzo delle raffinerie dal 93 % al 97 % con dal 93 % al 101 %; e l’utilizzo dei prodotti chimici dal 81 % al 85 % con dal 78 % al 86 %.
L’appendice elenca inoltre le cifre di riferimento del gruppo per il secondo trimestre 2026: reddito attribuibile agli azionisti di Shell plc di 10,8 miliardi di dollari, utili rettificati di 9,8 miliardi di dollari, spese operative di 8,7 miliardi di dollari e spese operative di base di 8,4 miliardi di dollari. La nota definisce le spese operative di base come spese di produzione e di fabbricazione, spese di vendita, distribuzione e amministrative, e spese di ricerca e sviluppo, con gli effetti degli elementi identificati rimossi. Definisce gli Utili Rettificati come una misura che elimina gli effetti delle variazioni del prezzo del petrolio sui valori contabili delle scorte e gli effetti degli elementi identificati, escludendo gli utili attribuibili alla quota di partecipazione di minoranza. Il debito netto è definito come la somma del debito a breve e a lungo termine, al netto di liquidità e equivalenti, rettificato per il valore equo degli strumenti finanziari derivati utilizzati per coprire i rischi di cambio e di tasso d’interesse relativi al debito, e per i relativi saldi collaterali. La nota aggiunge che il Quarterly Databook di Shell contiene indicazioni sul Margine di Raffinazione Indicativo, sul Margine Chimico Indicativo e sulle sensibilità di prezzo e margine per l’intero anno.
