Inaasahan ng BP na Bumababa sa $13.5–14.5 Bilyon ang Netong Utang sa Ikatlong Kuwarter

BP p.l.c. (BP ) inilathala ang pahayag nito sa kalakalan para sa ikatlong kuwarter ng 2026 noong 13 Oktubre 2026. Ayon dito, inaasahan nitong magkakaroon ito ng netong utang na $13.5 bilyon hanggang $14.5 bilyon sa katapusan ng kuwarter, kumpara sa $22.3 bilyon sa katapusan ng ikalawang kuwarter. Inilalahad sa pahayag sa kalakalan ang kasalukuyang mga pagtatantiya at inaasahan ng bp para sa panahong ito, at nakatakdang ilathala ang buong resulta ng grupo para sa ikatlong kuwarter sa 30 Oktubre 2026.

Sinabi ng kompanya na hindi komprehensibo ang impormasyong inilahad tungkol sa lahat ng salik na maaaring makaapekto sa resulta ng grupo para sa kuwarter, at hindi rin ito pagtatantiya sa mga resultang iyon. Idinagdag nitong nakasalalay sa pagtatapos ng mga proseso nito sa pag-uulat sa pananalapi ang lahat ng impormasyong ibinigay. Patuloy na umiiral ang mga gabay na inilabas sa anunsyo ng resulta ng bp para sa ikalawang kuwarter ng 2026 noong 4 Agosto 2026, maliban kung may tahasang ibang pahayag. Muling inilalahad sa apendiks ng pahayag ang buod ng mga gabay na iyon.

Inaasahang aabot sa 2,190 hanggang 2,240 libong bariles na katumbas ng langis kada araw (mboe/d) ang iniulat na produksyon sa upstream sa ikatlong kuwarter, kumpara sa 2,201 mboe/d noong ikalawang kuwarter at sa paunang gabay na 2,100 hanggang 2,250 mboe/d. Sinabi ng bp na pangunahing sumasalamin ang inaasahang antas na ito sa pagbawi matapos ang pana-panahong pagmementena, na bahagyang nabawasan ng mas maliit nitong bahagi ng pagmamay-ari sa Latin America. Kasama rin sa kuwarter ang epekto ng patuloy na pagkaantala sa Gitnang Silangan, ngunit walang epekto ng mga pangyayari sa panahon sa Gulf of America. Sa kabuuang produksyon, inaasahang aabot sa 775 hanggang 795 mboe/d ang produksyon ng gas at enerhiyang mababa ang carbon, mula sa 765 mboe/d noong nakaraang kuwarter; inaasahan namang aabot sa 1,415 hanggang 1,445 mboe/d ang produksyon at operasyon ng langis, mula sa 1,436 mboe/d. Binabanggit sa pahayag na dahil sa pag-round off, maaaring hindi eksaktong tumugma ang produksyon sa upstream sa kabuuan ng dalawang segment.

Mga Salik na Nakaaapekto sa Kita ng mga Segment

Sa segment ng gas at enerhiyang mababa ang carbon, inaasahan ng bp na magkakaroon ng positibong epekto ang mga presyong natamo kumpara sa nakaraang kuwarter, sa saklaw na $0.1 bilyon hanggang $0.3 bilyon. Kasama rito ang epekto ng mga pagbabago sa mga pananda ng presyo ng natural gas na hindi nakabatay sa Henry Hub. Inaasahang mas mataas nang malaki ang resulta ng pagmemerkado at pangangalakal ng gas kaysa noong ikalawang kuwarter.

Sa produksyon at operasyon ng langis, inaasahang magkakaroon ng negatibong epekto ang mga presyong natamo, sa saklaw na $0.2 bilyon hanggang $0.4 bilyon. Kasama rin dito ang epekto ng mga pagbabago sa mga pananda ng presyo ng natural gas na hindi nakabatay sa Henry Hub. Inaasahang mas mababa nang malaki ang mga pagpapawalang-halaga sa eksplorasyon dahil kasama sa resulta ng nakaraang kuwarter ang epekto ng pagbebenta sa Bay Du Nord. Samantala, inaasahang bahagyang tataas ang depreciation, depletion at amortization (DD&A) dahil sa pagbabago sa halo ng produksyon. Sinabi ng bp na nakinabang ang kita nito mula sa mga kumpanyang pinatatakbo batay sa paraan ng equity noong ikalawang kuwarter dahil sa mas malalaking kontribusyon mula sa Latin America, na hindi inaasahang mauulit sa ikatlong kuwarter.

Sa segment ng mga customer at produkto, inaasahang malaki ang ibababa ng resulta ng negosyo para sa mga customer dahil sa paghina ng mga margin sa panggatong at pagtaas ng mga presyo ng base oil sa Castrol, gayundin sa mas maliit na kontribusyon mula sa midstream. Bahagyang mapapawi ang mga epektong ito ng bahagyang pagtaas ng mga volume dahil sa mga pana-panahong salik. Inaasahang makikita naman sa negosyo ng mga produkto ang mas matataas na margin sa pagpino na aktuwal na natamo, sa saklaw na $1.9 bilyon hanggang $2.1 bilyon. Inaasahang aabot sa 1,375 hanggang 1,405 libong bariles kada araw ang dami ng pagpoproseso sa mga refinery, kumpara sa 1,467 noong ikalawang kuwarter. Sinabi ng bp na sumasalamin ang inaasahang dami ng pagpoproseso sa pagkumpleto ng pagbebenta nito ng Gelsenkirchen noong 31 Hulyo 2026 at sa mas kaunting nakaplanong malawakang paghinto at pagmementena. Inaasahan ding halos hindi magbabago ang resulta ng pangangalakal ng langis kumpara sa ikalawang kuwarter.

Netong Utang, Pagkawala ng Halaga at Gabay para sa Buong Taon

Inaasahang aabot sa humigit-kumulang 30% ang pinagbabatayang epektibong antas ng buwis ng grupo sa ikatlong kuwarter; iniugnay ito ng bp sa heograpikong pagkakahati-hati ng mga kita. Ibibigay ang na-update na gabay para sa antas ng buwis sa buong taon kasabay ng mga resulta sa ikatlong kuwarter. Nakasaad sa apendiks ng pahayag ang kasalukuyang gabay para sa buong taon na 35% hanggang 40%.

Kasama sa inaasahang pagbawas sa netong utang ang pagtubos sa mga hybrid security na nagkakahalaga ng $1.0 bilyon noong 30 Setyembre 2026. Inaasahang aabot sa humigit-kumulang $12.0 bilyon ang natitirang mga hybrid bond at security sa katapusan ng ikatlong kuwarter, kumpara sa $13.0 bilyon sa katapusan ng ikalawa. Kasama rin sa pagbabago ang humigit-kumulang $1.0 bilyong dagdag na ibinayad na buwis sa kita, paglabas ng working capital na nasa saklaw na $0 hanggang $1.0 bilyon, at paggasta sa kapital na humigit-kumulang $3.0 bilyon. Dahil dito, inaasahan ng bp na bababa nang humigit-kumulang $9.0 bilyon hanggang $10.0 bilyon ang pinagsamang kabuuan ng netong utang, mga hybrid bond, lease at mga pananagutang kaugnay ng kasunduan sa Gulf of America, kumpara sa ikalawang kuwarter.

Inaasahang kabilang sa mga resulta para sa ikatlong kuwarter ang mga pagsasaayos pagkatapos ng buwis na may kaugnayan sa mga pagkawala ng halaga, na nasa saklaw na $3.0 bilyon hanggang $4.5 bilyon. Sinabi ng bp na pangunahing maiuugnay ang mga singil na ito sa mga negosyong pangtransisyon sa segment ng gas at enerhiyang mababa ang carbon, at hindi isasama ang mga ito sa pinagbabatayang tubo batay sa halaga ng pagpapalit.

Tungkol sa mga kondisyon ng kalakalan, nag-average ang Brent crude ng $96.99 kada bariles sa ikatlong quarter, kumpara sa $103.85 sa ikalawang quarter. Nag-average naman ang indeks ng US na Henry Hub para sa unang araw ng buwan ng $2.96 kada milyong British thermal unit (mmBtu), kumpara sa $2.90. Nag-average ang Refining Indicator Margin ng bp—isang payak na panukat ng timbangang average ng halo ng krudo at ani ng produkto ng bp sa bawat refinery—ng $46.7 kada bariles, kumpara sa $29.6. Ayon sa kumpanya, hindi kinakatawan ng mga presyong pananda at margin ang aktuwal na mga presyong natamo o margin na naitala nito sa mga panahong iyon.

Ipinakikita ng mga panuntunang gabay ng bp para sa buong 2026 na sa bawat $1 kada bariles na pagbabago sa Brent, magkakaroon ng $340 milyon na epekto sa kita sa pagpapatakbo batay sa replacement cost bago buwis; sa bawat $0.10 kada mmBtu na pagbabago sa Henry Hub, $40 milyon ang epekto; at sa bawat $1 kada bariles na pagbabago sa refining indicator margin, $450 milyon ang epekto. Tinatayang 80% sa oil production & operations at 20% sa gas & low carbon energy ang hatian ng bigat ng mga panukat na Brent at Henry Hub. Inilalarawan ng bp ang mga panuntunang gabay na ito bilang mga tinatayang panukat ng direksiyon, at nagbabala itong hindi tiyak na tuwirang proporsiyonal ang ugnayan ng mga presyo at resulta sa malawak na saklaw ng presyo ng langis at gas.

Kabilang sa muling inilabas na gabay para sa buong 2026 ang iniulat na upstream production na 2,180 hanggang 2,270 mboe/d, habang inaasahang mananatiling halos hindi nagbabago ang underlying upstream production kumpara sa 2025; capital expenditure na $13.5 bilyon hanggang $14.0 bilyon; DD&A na $17.0 bilyon hanggang $17.5 bilyon; at $8 bilyon hanggang $9 bilyon na malilikom mula sa pagbebenta ng mga asset at iba pang pinagkukunan, kabilang ang $6 bilyon mula sa inihayag na transaksiyon ng Castrol. Inaasahang aabot sa 1,360 hanggang 1,410 libong bariles kada araw ang refining throughput sa buong taon. Inaasahan ding magiging $1.6 bilyon bago buwis ang mga bayad sa kasunduan sa langis sa Gulf of America para sa buong taon, kabilang ang $0.4 bilyon sa unang quarter at $1.1 bilyon sa ikalawa.

Tinutukoy sa pahayag bilang mga panukat na hindi IFRS ang underlying replacement cost profit bago interes at buwis, ang underlying effective tax rate, net debt at working capital. Magdaraos din ang bp ng update tungkol sa estratehiya at pananaw nito sa New York City sa 15 Disyembre 2026.