[8-K] KalVista Pharmaceuticals, Inc. Reports Material Event
Shell plc (SHEL) has issued a Form 6-K giving preliminary guidance for the second quarter (Q2) 2025 ahead of final results on 31 July 2025. The update indicates a mixed quarter, characterised by stronger downstream margins and disciplined cost control, set against lower upstream production and softer trading results.
Key operational trends
- Integrated Gas: Production guided to 900-940 kboe/d (-2 % to -3 % QoQ) and LNG liquefaction to 6.4-6.8 MT. Trading & Optimisation profits are expected to be 鈥渟ignificantly lower鈥� than Q1.
- Upstream: Production expected to fall to 1,660-1,760 kboe/d (-5 % to -11 %) due to scheduled maintenance and the divestiture of SPDC Nigeria. Exploration write-offs of ~US$0.2 bn are anticipated.
- Marketing: Sales volumes fairly stable at 2,600-3,000 kb/d with adjusted earnings anticipated to exceed Q1.
- Chemicals & Products: Indicative refining margin leaps to US$8.9/bbl from US$6.2/bbl, while chemicals margin rises to US$166/t from US$126/t. Nonetheless, segment adjusted earnings are expected below break-even and chemicals utilisation drops to 68-72 % due to unplanned Monaca downtime.
- Renewables & Energy Solutions: Adjusted earnings range 鈥揢S$0.4 bn to +US$0.2 bn, with trading & optimisation lower QoQ.
Cost & tax outlook
- Underlying Opex: Group underlying operating expenses guided to US$8.5 bn for Q2, down from US$8.6 bn in Q1, reflecting lower spend in most segments.
- Depreciation: Group pre-tax D&A expected at 5.1 bn (mid-point) versus 5.4 bn in Q1.
- Tax: Adjusted tax charge seen falling to 3.8 bn from 4.1 bn, mainly in Integrated Gas and Upstream.
Cash flow indicators: Taxes paid expected at US$2.8-3.6 bn; working-capital movements could add up to +US$4 bn (vs 鈥揢S$2.7 bn in Q1), potentially supporting operating cash flow.
Strategic takeaways: Higher downstream profitability and lower cost/tax burdens offer earnings support, yet declining hydrocarbon volumes, weaker trading and a chemicals loss temper the outlook. Investors will focus on the extent to which stronger margins offset volume headwinds when full Q2 results are released.
Shell plc (SHEL) ha pubblicato un modulo 6-K con le indicazioni preliminari per il secondo trimestre (Q2) 2025, in attesa dei risultati definitivi il 31 luglio 2025. L鈥檃ggiornamento segnala un trimestre misto, caratterizzato da margini downstream pi霉 solidi e un controllo rigoroso dei costi, bilanciati da una produzione upstream in calo e risultati di trading pi霉 deboli.
Tendenze operative principali
- Integrated Gas: Produzione prevista tra 900-940 kboe/g (-2% a -3% QoQ) e liquefazione LNG tra 6,4-6,8 MT. I profitti da Trading & Ottimizzazione si prevede siano 鈥渟ignificativamente inferiori鈥� rispetto al Q1.
- Upstream: Produzione stimata in calo a 1.660-1.760 kboe/g (-5% a -11%) a causa di manutenzioni programmate e della cessione di SPDC Nigeria. Si prevedono svalutazioni esplorative di circa 0,2 miliardi di dollari USA.
- Marketing: Volumi di vendita stabili tra 2.600-3.000 kb/g con utile rettificato atteso in crescita rispetto al Q1.
- Chemicals & Products: Margine di raffinazione indicativo in aumento a 8,9 USD/barile da 6,2 USD/barile, mentre il margine chimico sale a 166 USD/ton da 126 USD/ton. Tuttavia, l鈥檜tile rettificato del segmento 猫 previsto al di sotto del pareggio e l鈥檜tilizzo degli impianti chimici scende al 68-72% a causa di un fermo non programmato a Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Utile rettificato stimato tra -0,4 e +0,2 miliardi di dollari, con trading e ottimizzazione in calo QoQ.
Prospettive di costi e tasse
- Opex sottostante: Spese operative sottostanti del gruppo previste a 8,5 miliardi di dollari per il Q2, in calo rispetto agli 8,6 miliardi del Q1, riflettendo una spesa minore nella maggior parte dei segmenti.
- Deprezzamento: Ammortamenti e svalutazioni pre-tasse stimati a 5,1 miliardi (punto medio) rispetto ai 5,4 miliardi del Q1.
- Tasse: L鈥檕nere fiscale rettificato dovrebbe scendere a 3,8 miliardi da 4,1 miliardi, principalmente in Integrated Gas e Upstream.
Indicatori di flusso di cassa: Tasse pagate previste tra 2,8 e 3,6 miliardi di dollari; le variazioni del capitale circolante potrebbero aggiungere fino a +4 miliardi (contro -2,7 miliardi nel Q1), sostenendo potenzialmente il flusso di cassa operativo.
Considerazioni strategiche: Maggiore redditivit脿 downstream e minori oneri di costi e tasse offrono supporto agli utili, ma il calo dei volumi di idrocarburi, il trading pi霉 debole e una perdita nel settore chimico moderano le prospettive. Gli investitori si concentreranno su quanto i margini pi霉 forti possano compensare le difficolt脿 legate ai volumi quando saranno pubblicati i risultati completi del Q2.
Shell plc (SHEL) ha emitido un Formulario 6-K con una gu铆a preliminar para el segundo trimestre (Q2) de 2025, antes de los resultados finales el 31 de julio de 2025. La actualizaci贸n indica un trimestre mixto, caracterizado por m谩rgenes downstream m谩s fuertes y un control disciplinado de costos, frente a una menor producci贸n upstream y resultados de trading m谩s d茅biles.
Tendencias operativas clave
- Integrated Gas: Producci贸n estimada entre 900-940 kboe/d (-2 % a -3 % QoQ) y licuefacci贸n de GNL de 6,4-6,8 MT. Se espera que las ganancias de Trading & Optimizaci贸n sean 鈥渟ignificativamente menores鈥� que en el Q1.
- Upstream: Producci贸n prevista en descenso a 1.660-1.760 kboe/d (-5 % a -11 %) debido a mantenimiento programado y la desinversi贸n de SPDC Nigeria. Se anticipan p茅rdidas por exploraci贸n de aproximadamente 0,2 mil millones de d贸lares.
- Marketing: Vol煤menes de ventas relativamente estables entre 2.600-3.000 kb/d con ganancias ajustadas esperadas que superan las del Q1.
- Chemicals & Products: El margen indicativo de refinaci贸n salta a 8,9 USD/barril desde 6,2 USD/barril, mientras que el margen qu铆mico sube a 166 USD/ton desde 126 USD/ton. Sin embargo, se espera que las ganancias ajustadas del segmento est茅n por debajo del punto de equilibrio y la utilizaci贸n qu铆mica disminuye al 68-72 % debido a un tiempo de inactividad no planificado en Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Ganancias ajustadas entre -0,4 y +0,2 mil millones de d贸lares, con trading y optimizaci贸n a la baja QoQ.
Perspectivas de costos e impuestos
- Opex subyacente: Se gu铆an gastos operativos subyacentes del grupo a 8,5 mil millones de d贸lares para el Q2, por debajo de los 8,6 mil millones del Q1, reflejando un gasto menor en la mayor铆a de los segmentos.
- 顿别辫谤别肠颈补肠颈贸苍: Se espera una depreciaci贸n y amortizaci贸n preimpuestos del grupo de 5,1 mil millones (punto medio) frente a 5,4 mil millones en el Q1.
- Impuestos: Se prev茅 que el cargo fiscal ajustado caiga a 3,8 mil millones desde 4,1 mil millones, principalmente en Integrated Gas y Upstream.
Indicadores de flujo de caja: Se esperan impuestos pagados entre 2,8 y 3,6 mil millones de d贸lares; los movimientos de capital de trabajo podr铆an sumar hasta +4 mil millones (frente a -2,7 mil millones en el Q1), apoyando potencialmente el flujo de caja operativo.
Conclusiones estrat茅gicas: Una mayor rentabilidad downstream y menores cargas de costos/impuestos brindan soporte a las ganancias, aunque el descenso en vol煤menes de hidrocarburos, el trading m谩s d茅bil y una p茅rdida en qu铆micos moderan las perspectivas. Los inversores se centrar谩n en qu茅 medida los m谩rgenes m谩s fuertes compensan los vientos en contra de volumen cuando se publiquen los resultados completos del Q2.
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Shell plc (SHEL) a publi茅 un formulaire 6-K donnant des indications pr茅liminaires pour le deuxi猫me trimestre (T2) 2025, avant les r茅sultats d茅finitifs du 31 juillet 2025. Cette mise 脿 jour indique un trimestre mitig茅, caract茅ris茅 par des marges en aval plus fortes et un contr么le rigoureux des co没ts, compens茅s par une production en amont plus faible et des r茅sultats de trading en baisse.
Tendances op茅rationnelles cl茅s
- Integrated Gas : La production est guid茅e entre 900-940 kboe/j (-2 % 脿 -3 % QoQ) et la liqu茅faction de GNL entre 6,4-6,8 MT. Les profits de Trading & Optimisation devraient 锚tre 芦 significativement inf茅rieurs 禄 脿 ceux du T1.
- Upstream : La production devrait chuter 脿 1 660-1 760 kboe/j (-5 % 脿 -11 %) en raison de maintenances programm茅es et de la cession de SPDC Nigeria. Des d茅pr茅ciations d鈥檈xploration d鈥檈nviron 0,2 milliard de dollars US sont anticip茅es.
- Marketing : Les volumes de vente restent assez stables entre 2 600-3 000 kb/j avec des r茅sultats ajust茅s attendus sup茅rieurs 脿 ceux du T1.
- Chemicals & Products : La marge indicative de raffinage bondit 脿 8,9 $/baril contre 6,2 $/baril, tandis que la marge chimique passe de 126 $/t 脿 166 $/t. N茅anmoins, les r茅sultats ajust茅s du segment devraient 锚tre inf茅rieurs au seuil de rentabilit茅 et l鈥檜tilisation des unit茅s chimiques baisse 脿 68-72 % en raison d鈥檜n arr锚t impr茅vu 脿 Monaca.
- Renewables & Energy Solutions : Les r茅sultats ajust茅s varient entre -0,4 et +0,2 milliard de dollars, avec un trading et une optimisation en baisse QoQ.
Perspectives co没ts et fiscalit茅
- Opex sous-jacents : Les d茅penses op茅rationnelles sous-jacentes du groupe sont guid茅es 脿 8,5 milliards de dollars pour le T2, en baisse par rapport 脿 8,6 milliards au T1, refl茅tant une moindre d茅pense dans la plupart des segments.
- Amortissements : Les D&A avant imp么ts du groupe sont attendus 脿 5,1 milliards (point m茅dian) contre 5,4 milliards au T1.
- Imp么ts : La charge fiscale ajust茅e devrait diminuer 脿 3,8 milliards contre 4,1 milliards, principalement dans Integrated Gas et Upstream.
Indicateurs de flux de tr茅sorerie : Les taxes pay茅es sont attendues entre 2,8 et 3,6 milliards de dollars ; les mouvements de fonds de roulement pourraient ajouter jusqu鈥櫭� +4 milliards de dollars (contre -2,7 milliards au T1), soutenant potentiellement le flux de tr茅sorerie op茅rationnel.
Enseignements strat茅giques : Une rentabilit茅 en aval plus 茅lev茅e et des charges de co没ts/fiscalit茅 plus faibles soutiennent les r茅sultats, mais la baisse des volumes d鈥檋ydrocarbures, un trading plus faible et une perte dans le secteur chimique temp猫rent les perspectives. Les investisseurs se concentreront sur la mesure dans laquelle des marges plus fortes compensent les vents contraires li茅s aux volumes lors de la publication des r茅sultats complets du T2.
Shell plc (SHEL) hat ein Formular 6-K mit vorl盲ufigen Prognosen f眉r das zweite Quartal (Q2) 2025 ver枚ffentlicht, bevor die endg眉ltigen Ergebnisse am 31. Juli 2025 bekanntgegeben werden. Das Update weist auf ein gemischtes Quartal hin, gepr盲gt von st盲rkeren Downstream-Margen und diszipliniertem Kostenmanagement, bei gleichzeitig geringerer Upstream-Produktion und schw盲cheren Trading-Ergebnissen.
Wesentliche operative Trends
- Integrated Gas: Produktion wird auf 900-940 kboe/d (-2 % bis -3 % QoQ) prognostiziert, LNG-Verfl眉ssigung bei 6,4-6,8 MT. Die Gewinne aus Trading & Optimierung werden voraussichtlich 鈥瀞ignifikant niedriger鈥� als im Q1 ausfallen.
- Upstream: Produktion wird aufgrund geplanter Wartungen und des Verkaufs von SPDC Nigeria auf 1.660-1.760 kboe/d (-5 % bis -11 %) sinken. Explorationsabschreibungen von etwa 0,2 Mrd. USD werden erwartet.
- Marketing: Verkaufsvolumen bleiben mit 2.600-3.000 kb/d relativ stabil, mit erwarteten bereinigten Gewinnen, die das Q1 眉bertreffen.
- Chemicals & Products: Der indikative Raffineriemargen springt von 6,2 USD/Barrel auf 8,9 USD/Barrel, w盲hrend die Chemie-Marge von 126 USD/t auf 166 USD/t steigt. Dennoch werden die bereinigten Gewinne des Segments unter der Gewinnschwelle erwartet, und die Auslastung der Chemieanlagen sinkt aufgrund ungeplanter Ausfallzeiten in Monaca auf 68-72 %.
- Renewables & Energy Solutions: Bereinigte Gewinne liegen zwischen -0,4 Mrd. USD und +0,2 Mrd. USD, mit r眉ckl盲ufigen Trading- und Optimierungsergebnissen im Vergleich zum Vorquartal.
Kosten- und Steuerprognose
- Underlying Opex: Die unterliegenden Betriebskosten des Konzerns werden f眉r das Q2 auf 8,5 Mrd. USD prognostiziert, gegen眉ber 8,6 Mrd. USD im Q1, was geringere Ausgaben in den meisten Segmenten widerspiegelt.
- Abschreibungen: Die vorsteuerlichen Abschreibungen und Amortisationen werden auf 5,1 Mrd. USD (Mittelwert) gegen眉ber 5,4 Mrd. USD im Q1 gesch盲tzt.
- Steuern: Die bereinigte Steuerlast wird voraussichtlich von 4,1 Mrd. USD auf 3,8 Mrd. USD sinken, haupts盲chlich in Integrated Gas und Upstream.
Cashflow-Indikatoren: Erwartete Steuerzahlungen liegen zwischen 2,8 und 3,6 Mrd. USD; Ver盲nderungen im Working Capital k枚nnten bis zu +4 Mrd. USD betragen (gegen眉ber -2,7 Mrd. USD im Q1) und damit den operativen Cashflow unterst眉tzen.
Strategische Erkenntnisse: H枚here Downstream-Profitabilit盲t und geringere Kosten- und Steuerbelastungen st眉tzen die Ergebnisse, doch sinkende Kohlenwasserstoffvolumina, schw盲chere Trading-Ergebnisse und Verluste im Chemiebereich d盲mpfen die Aussichten. Investoren werden darauf achten, inwieweit st盲rkere Margen die Volumenr眉ckg盲nge bei der Ver枚ffentlichung der vollst盲ndigen Q2-Ergebnisse ausgleichen.
- Refining margin surge: Indicative refining margin rises to US$8.9/bbl, a 44 % QoQ jump, likely boosting downstream earnings and cash flow.
- Cost discipline: Group underlying opex guided lower to US$8.5 bn and depreciation mid-point trimmed, supporting profitability.
- Tax relief: Adjusted tax charge expected to fall by ~US$0.3 bn, particularly in Integrated Gas and Upstream.
- Marketing strength: Segment adjusted earnings projected above Q1, indicating resilient demand and pricing.
- Production decline: Upstream volumes guided 5-11 % lower due to maintenance and the Nigeria SPDC divestment.
- Trading & Optimisation weakness: Materially lower contributions expected in Integrated Gas, Chemicals & Products, and Renewables segments.
- Chemicals loss: Despite higher margins, chemicals sub-segment still expected to post an adjusted loss with utilisation dropping to 68-72 %.
- LNG output softness: Integrated Gas liquefaction volumes slightly lower and trading profits down, pressuring segment earnings.
Insights
TL;DR: Refining strength offsets production dip; overall Q2 guide points to flat to slightly higher earnings.
Shell鈥檚 update reveals an improved downstream environment with the indicative refining margin jumping 44 % QoQ to US$8.9/bbl and utilisation up to 92-96 %. This should materially lift Chemicals & Products EBITDA even though trading income is flagged lower. Marketing also looks stronger, leveraging resilient retail demand.
Conversely, both Integrated Gas and Upstream volumes contract鈥攑artly structural (SPDC sale) and partly maintenance. Combined with markedly lower trading gains, these segments will drag on group earnings. Encouragingly, the tax charge and opex guidance move down, cushioning the EBITDA shortfall. Net, I expect Q2 adjusted EPS to land near Q1鈥檚 US$5.6 bn, implying a neutral to mildly positive read-through for valuation.
TL;DR: Guidance signals quality cash generation; watch chemicals loss and LNG trading slump.
From a capital-allocation lens, the message is twofold: 1) downstream cash flow looks poised for a strong rebound given margin and utilisation uplift; 2) upstream cash flow is pressured by lower volumes but benefits from reduced tax outflows. The working-capital swing of up to +US$4 bn could meaningfully enhance CFFO, supporting ongoing buybacks and dividends.
Risks remain: LNG trading volatility is elevated, and chemicals remains structurally weak despite better headline margins. Still, lower opex and depreciation underscore management鈥檚 cost discipline. I view the update as broadly balanced but with a slight positive bias for near-term free cash flow.
Shell plc (SHEL) ha pubblicato un modulo 6-K con le indicazioni preliminari per il secondo trimestre (Q2) 2025, in attesa dei risultati definitivi il 31 luglio 2025. L鈥檃ggiornamento segnala un trimestre misto, caratterizzato da margini downstream pi霉 solidi e un controllo rigoroso dei costi, bilanciati da una produzione upstream in calo e risultati di trading pi霉 deboli.
Tendenze operative principali
- Integrated Gas: Produzione prevista tra 900-940 kboe/g (-2% a -3% QoQ) e liquefazione LNG tra 6,4-6,8 MT. I profitti da Trading & Ottimizzazione si prevede siano 鈥渟ignificativamente inferiori鈥� rispetto al Q1.
- Upstream: Produzione stimata in calo a 1.660-1.760 kboe/g (-5% a -11%) a causa di manutenzioni programmate e della cessione di SPDC Nigeria. Si prevedono svalutazioni esplorative di circa 0,2 miliardi di dollari USA.
- Marketing: Volumi di vendita stabili tra 2.600-3.000 kb/g con utile rettificato atteso in crescita rispetto al Q1.
- Chemicals & Products: Margine di raffinazione indicativo in aumento a 8,9 USD/barile da 6,2 USD/barile, mentre il margine chimico sale a 166 USD/ton da 126 USD/ton. Tuttavia, l鈥檜tile rettificato del segmento 猫 previsto al di sotto del pareggio e l鈥檜tilizzo degli impianti chimici scende al 68-72% a causa di un fermo non programmato a Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Utile rettificato stimato tra -0,4 e +0,2 miliardi di dollari, con trading e ottimizzazione in calo QoQ.
Prospettive di costi e tasse
- Opex sottostante: Spese operative sottostanti del gruppo previste a 8,5 miliardi di dollari per il Q2, in calo rispetto agli 8,6 miliardi del Q1, riflettendo una spesa minore nella maggior parte dei segmenti.
- Deprezzamento: Ammortamenti e svalutazioni pre-tasse stimati a 5,1 miliardi (punto medio) rispetto ai 5,4 miliardi del Q1.
- Tasse: L鈥檕nere fiscale rettificato dovrebbe scendere a 3,8 miliardi da 4,1 miliardi, principalmente in Integrated Gas e Upstream.
Indicatori di flusso di cassa: Tasse pagate previste tra 2,8 e 3,6 miliardi di dollari; le variazioni del capitale circolante potrebbero aggiungere fino a +4 miliardi (contro -2,7 miliardi nel Q1), sostenendo potenzialmente il flusso di cassa operativo.
Considerazioni strategiche: Maggiore redditivit脿 downstream e minori oneri di costi e tasse offrono supporto agli utili, ma il calo dei volumi di idrocarburi, il trading pi霉 debole e una perdita nel settore chimico moderano le prospettive. Gli investitori si concentreranno su quanto i margini pi霉 forti possano compensare le difficolt脿 legate ai volumi quando saranno pubblicati i risultati completi del Q2.
Shell plc (SHEL) ha emitido un Formulario 6-K con una gu铆a preliminar para el segundo trimestre (Q2) de 2025, antes de los resultados finales el 31 de julio de 2025. La actualizaci贸n indica un trimestre mixto, caracterizado por m谩rgenes downstream m谩s fuertes y un control disciplinado de costos, frente a una menor producci贸n upstream y resultados de trading m谩s d茅biles.
Tendencias operativas clave
- Integrated Gas: Producci贸n estimada entre 900-940 kboe/d (-2 % a -3 % QoQ) y licuefacci贸n de GNL de 6,4-6,8 MT. Se espera que las ganancias de Trading & Optimizaci贸n sean 鈥渟ignificativamente menores鈥� que en el Q1.
- Upstream: Producci贸n prevista en descenso a 1.660-1.760 kboe/d (-5 % a -11 %) debido a mantenimiento programado y la desinversi贸n de SPDC Nigeria. Se anticipan p茅rdidas por exploraci贸n de aproximadamente 0,2 mil millones de d贸lares.
- Marketing: Vol煤menes de ventas relativamente estables entre 2.600-3.000 kb/d con ganancias ajustadas esperadas que superan las del Q1.
- Chemicals & Products: El margen indicativo de refinaci贸n salta a 8,9 USD/barril desde 6,2 USD/barril, mientras que el margen qu铆mico sube a 166 USD/ton desde 126 USD/ton. Sin embargo, se espera que las ganancias ajustadas del segmento est茅n por debajo del punto de equilibrio y la utilizaci贸n qu铆mica disminuye al 68-72 % debido a un tiempo de inactividad no planificado en Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Ganancias ajustadas entre -0,4 y +0,2 mil millones de d贸lares, con trading y optimizaci贸n a la baja QoQ.
Perspectivas de costos e impuestos
- Opex subyacente: Se gu铆an gastos operativos subyacentes del grupo a 8,5 mil millones de d贸lares para el Q2, por debajo de los 8,6 mil millones del Q1, reflejando un gasto menor en la mayor铆a de los segmentos.
- 顿别辫谤别肠颈补肠颈贸苍: Se espera una depreciaci贸n y amortizaci贸n preimpuestos del grupo de 5,1 mil millones (punto medio) frente a 5,4 mil millones en el Q1.
- Impuestos: Se prev茅 que el cargo fiscal ajustado caiga a 3,8 mil millones desde 4,1 mil millones, principalmente en Integrated Gas y Upstream.
Indicadores de flujo de caja: Se esperan impuestos pagados entre 2,8 y 3,6 mil millones de d贸lares; los movimientos de capital de trabajo podr铆an sumar hasta +4 mil millones (frente a -2,7 mil millones en el Q1), apoyando potencialmente el flujo de caja operativo.
Conclusiones estrat茅gicas: Una mayor rentabilidad downstream y menores cargas de costos/impuestos brindan soporte a las ganancias, aunque el descenso en vol煤menes de hidrocarburos, el trading m谩s d茅bil y una p茅rdida en qu铆micos moderan las perspectivas. Los inversores se centrar谩n en qu茅 medida los m谩rgenes m谩s fuertes compensan los vientos en contra de volumen cuando se publiquen los resultados completos del Q2.
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Shell plc (SHEL) a publi茅 un formulaire 6-K donnant des indications pr茅liminaires pour le deuxi猫me trimestre (T2) 2025, avant les r茅sultats d茅finitifs du 31 juillet 2025. Cette mise 脿 jour indique un trimestre mitig茅, caract茅ris茅 par des marges en aval plus fortes et un contr么le rigoureux des co没ts, compens茅s par une production en amont plus faible et des r茅sultats de trading en baisse.
Tendances op茅rationnelles cl茅s
- Integrated Gas : La production est guid茅e entre 900-940 kboe/j (-2 % 脿 -3 % QoQ) et la liqu茅faction de GNL entre 6,4-6,8 MT. Les profits de Trading & Optimisation devraient 锚tre 芦 significativement inf茅rieurs 禄 脿 ceux du T1.
- Upstream : La production devrait chuter 脿 1 660-1 760 kboe/j (-5 % 脿 -11 %) en raison de maintenances programm茅es et de la cession de SPDC Nigeria. Des d茅pr茅ciations d鈥檈xploration d鈥檈nviron 0,2 milliard de dollars US sont anticip茅es.
- Marketing : Les volumes de vente restent assez stables entre 2 600-3 000 kb/j avec des r茅sultats ajust茅s attendus sup茅rieurs 脿 ceux du T1.
- Chemicals & Products : La marge indicative de raffinage bondit 脿 8,9 $/baril contre 6,2 $/baril, tandis que la marge chimique passe de 126 $/t 脿 166 $/t. N茅anmoins, les r茅sultats ajust茅s du segment devraient 锚tre inf茅rieurs au seuil de rentabilit茅 et l鈥檜tilisation des unit茅s chimiques baisse 脿 68-72 % en raison d鈥檜n arr锚t impr茅vu 脿 Monaca.
- Renewables & Energy Solutions : Les r茅sultats ajust茅s varient entre -0,4 et +0,2 milliard de dollars, avec un trading et une optimisation en baisse QoQ.
Perspectives co没ts et fiscalit茅
- Opex sous-jacents : Les d茅penses op茅rationnelles sous-jacentes du groupe sont guid茅es 脿 8,5 milliards de dollars pour le T2, en baisse par rapport 脿 8,6 milliards au T1, refl茅tant une moindre d茅pense dans la plupart des segments.
- Amortissements : Les D&A avant imp么ts du groupe sont attendus 脿 5,1 milliards (point m茅dian) contre 5,4 milliards au T1.
- Imp么ts : La charge fiscale ajust茅e devrait diminuer 脿 3,8 milliards contre 4,1 milliards, principalement dans Integrated Gas et Upstream.
Indicateurs de flux de tr茅sorerie : Les taxes pay茅es sont attendues entre 2,8 et 3,6 milliards de dollars ; les mouvements de fonds de roulement pourraient ajouter jusqu鈥櫭� +4 milliards de dollars (contre -2,7 milliards au T1), soutenant potentiellement le flux de tr茅sorerie op茅rationnel.
Enseignements strat茅giques : Une rentabilit茅 en aval plus 茅lev茅e et des charges de co没ts/fiscalit茅 plus faibles soutiennent les r茅sultats, mais la baisse des volumes d鈥檋ydrocarbures, un trading plus faible et une perte dans le secteur chimique temp猫rent les perspectives. Les investisseurs se concentreront sur la mesure dans laquelle des marges plus fortes compensent les vents contraires li茅s aux volumes lors de la publication des r茅sultats complets du T2.
Shell plc (SHEL) hat ein Formular 6-K mit vorl盲ufigen Prognosen f眉r das zweite Quartal (Q2) 2025 ver枚ffentlicht, bevor die endg眉ltigen Ergebnisse am 31. Juli 2025 bekanntgegeben werden. Das Update weist auf ein gemischtes Quartal hin, gepr盲gt von st盲rkeren Downstream-Margen und diszipliniertem Kostenmanagement, bei gleichzeitig geringerer Upstream-Produktion und schw盲cheren Trading-Ergebnissen.
Wesentliche operative Trends
- Integrated Gas: Produktion wird auf 900-940 kboe/d (-2 % bis -3 % QoQ) prognostiziert, LNG-Verfl眉ssigung bei 6,4-6,8 MT. Die Gewinne aus Trading & Optimierung werden voraussichtlich 鈥瀞ignifikant niedriger鈥� als im Q1 ausfallen.
- Upstream: Produktion wird aufgrund geplanter Wartungen und des Verkaufs von SPDC Nigeria auf 1.660-1.760 kboe/d (-5 % bis -11 %) sinken. Explorationsabschreibungen von etwa 0,2 Mrd. USD werden erwartet.
- Marketing: Verkaufsvolumen bleiben mit 2.600-3.000 kb/d relativ stabil, mit erwarteten bereinigten Gewinnen, die das Q1 眉bertreffen.
- Chemicals & Products: Der indikative Raffineriemargen springt von 6,2 USD/Barrel auf 8,9 USD/Barrel, w盲hrend die Chemie-Marge von 126 USD/t auf 166 USD/t steigt. Dennoch werden die bereinigten Gewinne des Segments unter der Gewinnschwelle erwartet, und die Auslastung der Chemieanlagen sinkt aufgrund ungeplanter Ausfallzeiten in Monaca auf 68-72 %.
- Renewables & Energy Solutions: Bereinigte Gewinne liegen zwischen -0,4 Mrd. USD und +0,2 Mrd. USD, mit r眉ckl盲ufigen Trading- und Optimierungsergebnissen im Vergleich zum Vorquartal.
Kosten- und Steuerprognose
- Underlying Opex: Die unterliegenden Betriebskosten des Konzerns werden f眉r das Q2 auf 8,5 Mrd. USD prognostiziert, gegen眉ber 8,6 Mrd. USD im Q1, was geringere Ausgaben in den meisten Segmenten widerspiegelt.
- Abschreibungen: Die vorsteuerlichen Abschreibungen und Amortisationen werden auf 5,1 Mrd. USD (Mittelwert) gegen眉ber 5,4 Mrd. USD im Q1 gesch盲tzt.
- Steuern: Die bereinigte Steuerlast wird voraussichtlich von 4,1 Mrd. USD auf 3,8 Mrd. USD sinken, haupts盲chlich in Integrated Gas und Upstream.
Cashflow-Indikatoren: Erwartete Steuerzahlungen liegen zwischen 2,8 und 3,6 Mrd. USD; Ver盲nderungen im Working Capital k枚nnten bis zu +4 Mrd. USD betragen (gegen眉ber -2,7 Mrd. USD im Q1) und damit den operativen Cashflow unterst眉tzen.
Strategische Erkenntnisse: H枚here Downstream-Profitabilit盲t und geringere Kosten- und Steuerbelastungen st眉tzen die Ergebnisse, doch sinkende Kohlenwasserstoffvolumina, schw盲chere Trading-Ergebnisse und Verluste im Chemiebereich d盲mpfen die Aussichten. Investoren werden darauf achten, inwieweit st盲rkere Margen die Volumenr眉ckg盲nge bei der Ver枚ffentlichung der vollst盲ndigen Q2-Ergebnisse ausgleichen.
FAQ
When will Shell (SHEL) report final Q2 2025 results?
How much are Shell鈥檚 indicative refining margins for Q2 2025?
What is Shell鈥檚 expected Upstream production for Q2 2025?
Will Shell鈥檚 Marketing segment improve in Q2 2025?
Why is the Chemicals segment still loss-making despite higher margins?
How will taxes and opex affect Shell鈥檚 Q2 2025 cash flow?
