BP erwartet Nettoverschuldung Ende Q3 bei 13.5 bis 14.5 Milliarden US-Dollar

Von Public Technologies
  • BP erwartet im dritten Quartal 2026 eine Upstream-Produktion von 2'190 bis 2'240 mboe/d; 2Q: 2'201 mboe/d.
  • Treiber: Erholung nach saisonaler Wartung; teilweise kompensiert durch geringeren Equity-Anteil in Lateinamerika; anhaltende Störungen im Nahen Osten.
  • Segmentausblick: Gas & Low Carbon Energy 775 bis 795 mboe/d; Oil Production & Operations 1'415 bis 1'445 mboe/d.
  • Gas & Low Carbon Energy: Realisationen-Effekt +0.1 bis 0.3 Milliarden US-Dollar; Gas-Marketing und -Trading deutlich höher als im Vorquartal.
  • Oil Production & Operations: Realisationen-Effekt −0.2 bis −0.4 Milliarden US-Dollar; Exploration Write-offs deutlich tiefer; DD&A leicht höher.
  • Customers & Products: Kundengeschäft deutlich schwächer wegen tieferen Treibstoffmargen, höheren Basisölpreisen bei Castrol, tieferem Midstream-Beitrag.
  • Raffineriegeschäft: realisierte Raffineriemargen stärker, Beitrag +1.9 bis +2.1 Milliarden US-Dollar; Durchsatz 1'375 bis 1'405 mb/d; 2Q: 1'467 mb/d.
  • Nettofinanzschulden per Quartalsende bei 13.5 bis 14.5 Milliarden US-Dollar erwartet; 2Q: 22.3 Milliarden US-Dollar.
  • Nettofinanzschulden sinken trotz rund 1.0 Milliarden US-Dollar höherer Steuerzahlungen, Capex um 3.0 Milliarden US-Dollar, Working-Capital-Release 0 bis 1.0 Milliarden US-Dollar.
  • Rückzahlung von 1.0 Milliarden US-Dollar Hybridpapieren am 30. September; verbleibende Hybridbonds und -Securities rund 12.0 Milliarden US-Dollar erwartet.
  • Unterliegende effektive Konzernsteuerquote im Quartal um 30 Prozent erwartet, begründet mit geografischem Ergebnis-Mix.
  • Post-tax Impairments als Adjusting Items bei 3.0 bis 4.5 Milliarden US-Dollar erwartet, vor allem in Transition-Geschäften von Gas & Low Carbon Energy.
  • Marktumfeld: Brent 96.99 US-Dollar je Barrel; 2Q: 103.85; Henry Hub 2.96 US-Dollar/mmBtu; 2Q: 2.90.
  • Raffinerieindikator-Marge: RIM 46.7 US-Dollar je Barrel; 2Q: 29.6.


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