[6-K] Shell plc American Current Report (Foreign Issuer)
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 “significantly lower� 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 –US$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 –US$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 Formulario 6-K con una guida preliminare per il secondo trimestre (Q2) 2025, in vista dei risultati definitivi del 31 luglio 2025. L'aggiornamento segnala un trimestre misto, caratterizzato da margini downstream più robusti e un controllo rigoroso dei costi, bilanciati da una riduzione della produzione upstream e da risultati commerciali più deboli.
Tendenze operative principali
- Integrated Gas: La produzione è prevista tra 900-940 kboe/giorno (-2% a -3% rispetto al trimestre precedente) e la liquefazione LNG tra 6,4-6,8 MT. I profitti da Trading & Ottimizzazione dovrebbero risultare “significativamente inferiori� rispetto al Q1.
- Upstream: La produzione è attesa in calo a 1.660-1.760 kboe/giorno (-5% a -11%) a causa di manutenzioni programmate e della cessione di SPDC Nigeria. Sono previsti svalutazioni esplorative di circa 0,2 miliardi di dollari.
- Marketing: I volumi di vendita rimangono abbastanza stabili tra 2.600-3.000 kb/giorno con utili rettificati previsti in crescita rispetto al Q1.
- Chemicals & Products: Il margine di raffinazione indicativo sale a 8,9 $/barile da 6,2 $/barile, mentre il margine chimico aumenta a 166 $/ton da 126 $/ton. Tuttavia, gli utili rettificati del segmento dovrebbero risultare al di sotto del punto di pareggio e l'utilizzo chimico scende al 68-72% a causa di un fermo non programmato a Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Gli utili rettificati variano da -0,4 a +0,2 miliardi di dollari, con trading & ottimizzazione in calo rispetto al trimestre precedente.
Prospettive su costi e tasse
- Opex sottostante: Le spese operative sottostanti del gruppo sono previste a 8,5 miliardi di dollari per il Q2, in calo rispetto agli 8,6 miliardi del Q1, riflettendo minori spese nella maggior parte dei segmenti.
- Deprezzamento: L'ammortamento pre-tasse del gruppo è stimato a 5,1 miliardi (punto medio) rispetto ai 5,4 miliardi del Q1.
- Tasse: L'onere fiscale rettificato dovrebbe scendere a 3,8 miliardi da 4,1 miliardi, principalmente in Integrated Gas e Upstream.
Indicatori di flusso di cassa: Le tasse pagate sono attese tra 2,8 e 3,6 miliardi di dollari; i movimenti del capitale circolante potrebbero aggiungere fino a +4 miliardi di dollari (contro -2,7 miliardi nel Q1), potenzialmente a supporto del flusso di cassa operativo.
Considerazioni strategiche: Una maggiore redditività downstream e costi/tasse ridotti offrono supporto agli utili, ma il calo dei volumi di idrocarburi, un trading più debole e una perdita nel settore chimico temperano le prospettive. Gli investitori si concentreranno su quanto i margini più forti possano compensare le difficoltà legate ai volumi quando saranno pubblicati i risultati completi del Q2.
Shell plc (SHEL) ha emitido un Formulario 6-K con una guía preliminar para el segundo trimestre (Q2) de 2025, antes de los resultados finales del 31 de julio de 2025. La actualización indica un trimestre mixto, caracterizado por márgenes downstream más fuertes y un control disciplinado de costos, frente a una menor producción upstream y resultados comerciales más débiles.
Tendencias operativas clave
- Integrated Gas: Producción estimada entre 900-940 kboe/día (-2% a -3% trimestral) y licuefacción de GNL entre 6.4-6.8 MT. Se espera que las ganancias de Trading & Optimización sean “significativamente menores� que en el Q1.
- Upstream: Se espera que la producción caiga a 1,660-1,760 kboe/día (-5% a -11%) debido a mantenimientos programados y la desinversión de SPDC Nigeria. Se anticipan amortizaciones exploratorias de aproximadamente 0.2 mil millones de dólares.
- Marketing: Los volúmenes de venta se mantienen bastante estables entre 2,600-3,000 kb/día con ganancias ajustadas previstas que superan las del Q1.
- Chemicals & Products: El margen indicativo de refinación sube a 8.9 $/barril desde 6.2 $/barril, mientras que el margen químico aumenta a 166 $/ton desde 126 $/ton. Sin embargo, se espera que las ganancias ajustadas del segmento estén por debajo del punto de equilibrio y la utilización química baje al 68-72% debido a un tiempo de inactividad no planificado en Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Las ganancias ajustadas oscilan entre -0.4 mil millones y +0.2 mil millones de dólares, con trading y optimización a la baja trimestre a trimestre.
Perspectivas de costos e impuestos
- Opex subyacente: Se proyectan gastos operativos subyacentes del grupo en 8.5 mil millones de dólares para el Q2, por debajo de los 8.6 mil millones del Q1, reflejando menores gastos en la mayoría de los segmentos.
- ٱó: Se espera que la depreciación y amortización antes de impuestos del grupo sea de 5.1 mil millones (punto medio) frente a 5.4 mil millones en el Q1.
- Impuestos: Se prevé que el cargo fiscal ajustado disminuya 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 dólares; los movimientos de capital de trabajo podrían aportar hasta +4 mil millones (frente a -2.7 mil millones en el Q1), apoyando potencialmente el flujo de caja operativo.
Conclusiones estratégicas: Una mayor rentabilidad downstream y menores cargas de costos/impuestos respaldan las ganancias, pero el descenso en volúmenes de hidrocarburos, un trading más débil y pérdidas en químicos moderan las perspectivas. Los inversores estarán atentos a cuánto compensan los márgenes más fuertes las dificultades por volúmenes cuando se publiquen los resultados completos del Q2.
Shell plc (SHEL)� 2025� 2분기(Q2) 예비 가이던스를 포함� Form 6-K� 발행했으�, 최종 결과� 2025� 7� 31� 발표� 예정입니�. 이번 업데이트� 다운스트� 마진 강화와 엄격� 비용 통제에도 불구하고 업스트림 생산 감소와 약화� 트레이딩 실적� 혼재� 분기임을 나타냅니�.
주요 운영 동향
- 통합 가�(Integrated Gas): 생산량은 900-940 kboe/�(-2%~ -3% QoQ), LNG 액화량은 6.4-6.8 MT� 예상됩니�. 트레이딩 � 최적� 이익은 1분기 대� “현저� 낮을 것”으� 예상됩니�.
- 업스트림(ٰ): 예정� 유지보수와 SPDC 나이지리아 매각으로 인해 생산량은 1,660-1,760 kboe/�(-5%~ -11%)� 감소� 전망입니�. � 2� 달러 규모� 탐사 손실� 예상됩니�.
- 마케�(ѲپԲ): 판매량은 2,600-3,000 kb/일로 비교� 안정적이�, 조정� 수익은 1분기보다 증가� 것으� 기대됩니�.
- 화학 � 제품(Chemicals & Products): 정유 마진은 배럴� 6.2달러에서 8.9달러� 상승하고, 화학 마진은 톤당 126달러에서 166달러� 증가했습니다. 그럼에도 불구하고 � 부문의 조정 수익은 손익분기� 이하� 것으� 예상되며, Monaca� 계획� 없던 가� 중단으로 화학 부� 가동률은 68-72%� 하락합니�.
- 재생에너지 � 에너지 솔루�(Renewables & Energy Solutions): 조정 수익은 -4� 달러에서 +2� 달러 사이이며, 트레이딩 � 최적화는 분기 대� 감소� 전망입니�.
비용 � 세금 전망
- 기본 운영비용(Underlying Opex): 그룹� 기본 운영비용은 2분기� 85� 달러�, 1분기� 86� 달러에서 소폭 감소� 것으� 예상되며, 대부� 부문에� 지출이 줄어� 결과입니�.
- 감가상각(ٱپDz): 그룹� 세전 감가상각 비용은 중간� 기준 51� 달러�, 1분기� 54� 달러보다 낮을 것으� 예상됩니�.
- 세금(ղ): 조정 세금 비용은 주로 통합 가스와 업스트림 부문에� 38� 달러� 41� 달러에서 감소� 전망입니�.
현금 흐름 지�: 납부 세금은 28억~36� 달러� 예상되며, 운전자본 변동은 1분기� -27� 달러 대� 최대 +40� 달러까지 증가� 영업 현금 흐름� 지원할 � 있습니다.
전략� 시사�: 다운스트� 수익� 증가와 비용 � 세금 부� 감소가 수익� 지지하지�, 탄화수소 생산� 감소, 약화� 트레이딩, 화학 부� 손실� 전망� 제한합니�. 투자자들은 2분기 전체 실적 발표 � 강한 마진� 생산� 감소� 얼마� 상쇄하는지� 주목� 것입니다.
Shell plc (SHEL) a publié un formulaire 6-K fournissant des indications préliminaires pour le deuxième trimestre (T2) 2025, avant les résultats définitifs du 31 juillet 2025. Cette mise à jour indique un trimestre mitigé, marqué par des marges en aval plus solides et un contrôle rigoureux des coûts, compensés par une production en amont plus faible et des résultats commerciaux plus faibles.
Tendances opérationnelles clés
- Integrated Gas : La production est prévue entre 900 et 940 kboe/jour (-2 % à -3 % en glissement trimestriel) et la liquéfaction de GNL entre 6,4 et 6,8 MT. Les bénéfices de Trading & Optimisation devraient être « significativement inférieurs » à ceux du T1.
- Upstream : La production devrait diminuer à 1 660-1 760 kboe/jour (-5 % à -11 %) en raison de maintenances programmées et de la cession de SPDC Nigeria. Des dépréciations d’exploration d’environ 0,2 milliard de dollars sont anticipées.
- Marketing : Les volumes de vente restent assez stables entre 2 600 et 3 000 kb/jour avec des bénéfices ajustés attendus supérieurs au T1.
- Chemicals & Products : La marge indicative de raffinage bondit à 8,9 $/baril contre 6,2 $/baril, tandis que la marge chimique passe à 166 $/t contre 126 $/t. Néanmoins, les bénéfices ajustés du segment devraient être inférieurs au seuil de rentabilité et l’utilisation des produits chimiques baisse à 68-72 % en raison d’un arrêt imprévu à Monaca.
- Renewables & Energy Solutions : Les bénéfices ajustés varient entre -0,4 et +0,2 milliard de dollars, avec un trading et une optimisation en baisse par rapport au trimestre précédent.
Perspectives sur les coûts et les impôts
- Opex sous-jacent : Les dépenses d’exploitation sous-jacentes du groupe sont prévues à 8,5 milliards de dollars pour le T2, en baisse par rapport à 8,6 milliards au T1, reflétant une diminution des dépenses dans la plupart des segments.
- Amortissements : L’amortissement avant impôts du groupe est attendu à 5,1 milliards (point médian) contre 5,4 milliards au T1.
- Impôts : La charge fiscale ajustée devrait baisser à 3,8 milliards contre 4,1 milliards, principalement dans Integrated Gas et Upstream.
Indicateurs de flux de trésorerie : Les impôts payés devraient s’élever à 2,8-3,6 milliards de dollars ; les mouvements de fonds de roulement pourraient ajouter jusqu’� +4 milliards (contre �2,7 milliards au T1), soutenant potentiellement le flux de trésorerie opérationnel.
Points stratégiques : Une rentabilité accrue en aval et des charges de coûts/impôts réduites soutiennent les bénéfices, mais la baisse des volumes d’hydrocarbures, un trading plus faible et une perte dans les produits chimiques tempèrent les perspectives. Les investisseurs se concentreront sur la mesure dans laquelle des marges plus fortes compensent les vents contraires liés aux volumes lors de la publication des résultats complets du T2.
Shell plc (SHEL) hat ein Formular 6-K veröffentlicht, das vorläufige Prognosen für das zweite Quartal (Q2) 2025 enthält, bevor die endgültigen Ergebnisse am 31. Juli 2025 veröffentlicht werden. Das Update zeigt ein gemischtes Quartal, geprägt von stärkeren Downstream-Margen und diszipliniertem Kostenmanagement, bei gleichzeitig geringerer Upstream-Produktion und schwächeren Handelsergebnissen.
Wesentliche operative Trends
- Integrated Gas: Die Produktion wird auf 900-940 kboe/Tag (-2 % bis -3 % gegenüber Vorquartal) prognostiziert, die LNG-Verflüssigung auf 6,4-6,8 MT. Die Gewinne aus Handel & Optimierung werden voraussichtlich „signifikant niedriger� als im Q1 ausfallen.
- Upstream: Die Produktion wird aufgrund geplanter Wartungsarbeiten und der Veräußerung von SPDC Nigeria auf 1.660-1.760 kboe/Tag (-5 % bis -11 %) sinken. Explorationsabschreibungen von ca. 0,2 Mrd. USD werden erwartet.
- Marketing: Die Absatzmengen bleiben mit 2.600-3.000 kb/Tag relativ stabil, wobei bereinigte Gewinne voraussichtlich das Q1 übertreffen.
- Chemicals & Products: Die indikative Raffinagemarge steigt von 6,2 auf 8,9 USD/Barrel, die Chemikalienmarge von 126 auf 166 USD/Tonne. Dennoch werden die bereinigten Gewinne des Segments unter dem Break-even liegen, und die Chemikalienauslastung sinkt aufgrund ungeplanter Ausfallzeiten in Monaca auf 68-72 %.
- Renewables & Energy Solutions: Die bereinigten Gewinne liegen zwischen -0,4 Mrd. USD und +0,2 Mrd. USD, mit rückläufigen Handelsergebnissen im Vergleich zum Vorquartal.
Kosten- und Steuerprognose
- Underlying Opex: Die zugrunde liegenden Betriebskosten des Konzerns werden für Q2 auf 8,5 Mrd. USD prognostiziert, leicht unter den 8,6 Mrd. USD im Q1, was niedrigere Ausgaben in den meisten Segmenten widerspiegelt.
- Abschreibungen: Die vorsteuerlichen Abschreibungen und Amortisationen des Konzerns werden mit 5,1 Mrd. USD (Mittelwert) gegenüber 5,4 Mrd. USD im Q1 erwartet.
- Steuern: Die bereinigte Steuerlast soll von 4,1 Mrd. USD auf 3,8 Mrd. USD sinken, hauptsächlich im Bereich Integrated Gas und Upstream.
Cashflow-Indikatoren: Erwartete Steuerzahlungen zwischen 2,8 und 3,6 Mrd. USD; Veränderungen im Working Capital könnten bis zu +4 Mrd. USD betragen (gegenüber -2,7 Mrd. USD im Q1), was den operativen Cashflow unterstützen könnte.
Strategische Erkenntnisse: Höhere Profitabilität im Downstream und geringere Kosten- und Steuerbelastungen stützen die Gewinne, jedoch dämpfen rückläufige Kohlenwasserstoffmengen, schwächere Handelsergebnisse und Verluste im Chemiegeschäft die Aussichten. Investoren werden darauf achten, inwieweit stärkere Margen die Volumenrückgänge bei der Veröffentlichung der vollständigen 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’s 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—partly 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’s 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’s 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 Formulario 6-K con una guida preliminare per il secondo trimestre (Q2) 2025, in vista dei risultati definitivi del 31 luglio 2025. L'aggiornamento segnala un trimestre misto, caratterizzato da margini downstream più robusti e un controllo rigoroso dei costi, bilanciati da una riduzione della produzione upstream e da risultati commerciali più deboli.
Tendenze operative principali
- Integrated Gas: La produzione è prevista tra 900-940 kboe/giorno (-2% a -3% rispetto al trimestre precedente) e la liquefazione LNG tra 6,4-6,8 MT. I profitti da Trading & Ottimizzazione dovrebbero risultare “significativamente inferiori� rispetto al Q1.
- Upstream: La produzione è attesa in calo a 1.660-1.760 kboe/giorno (-5% a -11%) a causa di manutenzioni programmate e della cessione di SPDC Nigeria. Sono previsti svalutazioni esplorative di circa 0,2 miliardi di dollari.
- Marketing: I volumi di vendita rimangono abbastanza stabili tra 2.600-3.000 kb/giorno con utili rettificati previsti in crescita rispetto al Q1.
- Chemicals & Products: Il margine di raffinazione indicativo sale a 8,9 $/barile da 6,2 $/barile, mentre il margine chimico aumenta a 166 $/ton da 126 $/ton. Tuttavia, gli utili rettificati del segmento dovrebbero risultare al di sotto del punto di pareggio e l'utilizzo chimico scende al 68-72% a causa di un fermo non programmato a Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Gli utili rettificati variano da -0,4 a +0,2 miliardi di dollari, con trading & ottimizzazione in calo rispetto al trimestre precedente.
Prospettive su costi e tasse
- Opex sottostante: Le spese operative sottostanti del gruppo sono previste a 8,5 miliardi di dollari per il Q2, in calo rispetto agli 8,6 miliardi del Q1, riflettendo minori spese nella maggior parte dei segmenti.
- Deprezzamento: L'ammortamento pre-tasse del gruppo è stimato a 5,1 miliardi (punto medio) rispetto ai 5,4 miliardi del Q1.
- Tasse: L'onere fiscale rettificato dovrebbe scendere a 3,8 miliardi da 4,1 miliardi, principalmente in Integrated Gas e Upstream.
Indicatori di flusso di cassa: Le tasse pagate sono attese tra 2,8 e 3,6 miliardi di dollari; i movimenti del capitale circolante potrebbero aggiungere fino a +4 miliardi di dollari (contro -2,7 miliardi nel Q1), potenzialmente a supporto del flusso di cassa operativo.
Considerazioni strategiche: Una maggiore redditività downstream e costi/tasse ridotti offrono supporto agli utili, ma il calo dei volumi di idrocarburi, un trading più debole e una perdita nel settore chimico temperano le prospettive. Gli investitori si concentreranno su quanto i margini più forti possano compensare le difficoltà legate ai volumi quando saranno pubblicati i risultati completi del Q2.
Shell plc (SHEL) ha emitido un Formulario 6-K con una guía preliminar para el segundo trimestre (Q2) de 2025, antes de los resultados finales del 31 de julio de 2025. La actualización indica un trimestre mixto, caracterizado por márgenes downstream más fuertes y un control disciplinado de costos, frente a una menor producción upstream y resultados comerciales más débiles.
Tendencias operativas clave
- Integrated Gas: Producción estimada entre 900-940 kboe/día (-2% a -3% trimestral) y licuefacción de GNL entre 6.4-6.8 MT. Se espera que las ganancias de Trading & Optimización sean “significativamente menores� que en el Q1.
- Upstream: Se espera que la producción caiga a 1,660-1,760 kboe/día (-5% a -11%) debido a mantenimientos programados y la desinversión de SPDC Nigeria. Se anticipan amortizaciones exploratorias de aproximadamente 0.2 mil millones de dólares.
- Marketing: Los volúmenes de venta se mantienen bastante estables entre 2,600-3,000 kb/día con ganancias ajustadas previstas que superan las del Q1.
- Chemicals & Products: El margen indicativo de refinación sube a 8.9 $/barril desde 6.2 $/barril, mientras que el margen químico aumenta a 166 $/ton desde 126 $/ton. Sin embargo, se espera que las ganancias ajustadas del segmento estén por debajo del punto de equilibrio y la utilización química baje al 68-72% debido a un tiempo de inactividad no planificado en Monaca.
- Renewables & Energy Solutions: Las ganancias ajustadas oscilan entre -0.4 mil millones y +0.2 mil millones de dólares, con trading y optimización a la baja trimestre a trimestre.
Perspectivas de costos e impuestos
- Opex subyacente: Se proyectan gastos operativos subyacentes del grupo en 8.5 mil millones de dólares para el Q2, por debajo de los 8.6 mil millones del Q1, reflejando menores gastos en la mayoría de los segmentos.
- ٱó: Se espera que la depreciación y amortización antes de impuestos del grupo sea de 5.1 mil millones (punto medio) frente a 5.4 mil millones en el Q1.
- Impuestos: Se prevé que el cargo fiscal ajustado disminuya 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 dólares; los movimientos de capital de trabajo podrían aportar hasta +4 mil millones (frente a -2.7 mil millones en el Q1), apoyando potencialmente el flujo de caja operativo.
Conclusiones estratégicas: Una mayor rentabilidad downstream y menores cargas de costos/impuestos respaldan las ganancias, pero el descenso en volúmenes de hidrocarburos, un trading más débil y pérdidas en químicos moderan las perspectivas. Los inversores estarán atentos a cuánto compensan los márgenes más fuertes las dificultades por volúmenes cuando se publiquen los resultados completos del Q2.
Shell plc (SHEL)� 2025� 2분기(Q2) 예비 가이던스를 포함� Form 6-K� 발행했으�, 최종 결과� 2025� 7� 31� 발표� 예정입니�. 이번 업데이트� 다운스트� 마진 강화와 엄격� 비용 통제에도 불구하고 업스트림 생산 감소와 약화� 트레이딩 실적� 혼재� 분기임을 나타냅니�.
주요 운영 동향
- 통합 가�(Integrated Gas): 생산량은 900-940 kboe/�(-2%~ -3% QoQ), LNG 액화량은 6.4-6.8 MT� 예상됩니�. 트레이딩 � 최적� 이익은 1분기 대� “현저� 낮을 것”으� 예상됩니�.
- 업스트림(ٰ): 예정� 유지보수와 SPDC 나이지리아 매각으로 인해 생산량은 1,660-1,760 kboe/�(-5%~ -11%)� 감소� 전망입니�. � 2� 달러 규모� 탐사 손실� 예상됩니�.
- 마케�(ѲپԲ): 판매량은 2,600-3,000 kb/일로 비교� 안정적이�, 조정� 수익은 1분기보다 증가� 것으� 기대됩니�.
- 화학 � 제품(Chemicals & Products): 정유 마진은 배럴� 6.2달러에서 8.9달러� 상승하고, 화학 마진은 톤당 126달러에서 166달러� 증가했습니다. 그럼에도 불구하고 � 부문의 조정 수익은 손익분기� 이하� 것으� 예상되며, Monaca� 계획� 없던 가� 중단으로 화학 부� 가동률은 68-72%� 하락합니�.
- 재생에너지 � 에너지 솔루�(Renewables & Energy Solutions): 조정 수익은 -4� 달러에서 +2� 달러 사이이며, 트레이딩 � 최적화는 분기 대� 감소� 전망입니�.
비용 � 세금 전망
- 기본 운영비용(Underlying Opex): 그룹� 기본 운영비용은 2분기� 85� 달러�, 1분기� 86� 달러에서 소폭 감소� 것으� 예상되며, 대부� 부문에� 지출이 줄어� 결과입니�.
- 감가상각(ٱپDz): 그룹� 세전 감가상각 비용은 중간� 기준 51� 달러�, 1분기� 54� 달러보다 낮을 것으� 예상됩니�.
- 세금(ղ): 조정 세금 비용은 주로 통합 가스와 업스트림 부문에� 38� 달러� 41� 달러에서 감소� 전망입니�.
현금 흐름 지�: 납부 세금은 28억~36� 달러� 예상되며, 운전자본 변동은 1분기� -27� 달러 대� 최대 +40� 달러까지 증가� 영업 현금 흐름� 지원할 � 있습니다.
전략� 시사�: 다운스트� 수익� 증가와 비용 � 세금 부� 감소가 수익� 지지하지�, 탄화수소 생산� 감소, 약화� 트레이딩, 화학 부� 손실� 전망� 제한합니�. 투자자들은 2분기 전체 실적 발표 � 강한 마진� 생산� 감소� 얼마� 상쇄하는지� 주목� 것입니다.
Shell plc (SHEL) a publié un formulaire 6-K fournissant des indications préliminaires pour le deuxième trimestre (T2) 2025, avant les résultats définitifs du 31 juillet 2025. Cette mise à jour indique un trimestre mitigé, marqué par des marges en aval plus solides et un contrôle rigoureux des coûts, compensés par une production en amont plus faible et des résultats commerciaux plus faibles.
Tendances opérationnelles clés
- Integrated Gas : La production est prévue entre 900 et 940 kboe/jour (-2 % à -3 % en glissement trimestriel) et la liquéfaction de GNL entre 6,4 et 6,8 MT. Les bénéfices de Trading & Optimisation devraient être « significativement inférieurs » à ceux du T1.
- Upstream : La production devrait diminuer à 1 660-1 760 kboe/jour (-5 % à -11 %) en raison de maintenances programmées et de la cession de SPDC Nigeria. Des dépréciations d’exploration d’environ 0,2 milliard de dollars sont anticipées.
- Marketing : Les volumes de vente restent assez stables entre 2 600 et 3 000 kb/jour avec des bénéfices ajustés attendus supérieurs au T1.
- Chemicals & Products : La marge indicative de raffinage bondit à 8,9 $/baril contre 6,2 $/baril, tandis que la marge chimique passe à 166 $/t contre 126 $/t. Néanmoins, les bénéfices ajustés du segment devraient être inférieurs au seuil de rentabilité et l’utilisation des produits chimiques baisse à 68-72 % en raison d’un arrêt imprévu à Monaca.
- Renewables & Energy Solutions : Les bénéfices ajustés varient entre -0,4 et +0,2 milliard de dollars, avec un trading et une optimisation en baisse par rapport au trimestre précédent.
Perspectives sur les coûts et les impôts
- Opex sous-jacent : Les dépenses d’exploitation sous-jacentes du groupe sont prévues à 8,5 milliards de dollars pour le T2, en baisse par rapport à 8,6 milliards au T1, reflétant une diminution des dépenses dans la plupart des segments.
- Amortissements : L’amortissement avant impôts du groupe est attendu à 5,1 milliards (point médian) contre 5,4 milliards au T1.
- Impôts : La charge fiscale ajustée devrait baisser à 3,8 milliards contre 4,1 milliards, principalement dans Integrated Gas et Upstream.
Indicateurs de flux de trésorerie : Les impôts payés devraient s’élever à 2,8-3,6 milliards de dollars ; les mouvements de fonds de roulement pourraient ajouter jusqu’� +4 milliards (contre �2,7 milliards au T1), soutenant potentiellement le flux de trésorerie opérationnel.
Points stratégiques : Une rentabilité accrue en aval et des charges de coûts/impôts réduites soutiennent les bénéfices, mais la baisse des volumes d’hydrocarbures, un trading plus faible et une perte dans les produits chimiques tempèrent les perspectives. Les investisseurs se concentreront sur la mesure dans laquelle des marges plus fortes compensent les vents contraires liés aux volumes lors de la publication des résultats complets du T2.
Shell plc (SHEL) hat ein Formular 6-K veröffentlicht, das vorläufige Prognosen für das zweite Quartal (Q2) 2025 enthält, bevor die endgültigen Ergebnisse am 31. Juli 2025 veröffentlicht werden. Das Update zeigt ein gemischtes Quartal, geprägt von stärkeren Downstream-Margen und diszipliniertem Kostenmanagement, bei gleichzeitig geringerer Upstream-Produktion und schwächeren Handelsergebnissen.
Wesentliche operative Trends
- Integrated Gas: Die Produktion wird auf 900-940 kboe/Tag (-2 % bis -3 % gegenüber Vorquartal) prognostiziert, die LNG-Verflüssigung auf 6,4-6,8 MT. Die Gewinne aus Handel & Optimierung werden voraussichtlich „signifikant niedriger� als im Q1 ausfallen.
- Upstream: Die Produktion wird aufgrund geplanter Wartungsarbeiten und der Veräußerung von SPDC Nigeria auf 1.660-1.760 kboe/Tag (-5 % bis -11 %) sinken. Explorationsabschreibungen von ca. 0,2 Mrd. USD werden erwartet.
- Marketing: Die Absatzmengen bleiben mit 2.600-3.000 kb/Tag relativ stabil, wobei bereinigte Gewinne voraussichtlich das Q1 übertreffen.
- Chemicals & Products: Die indikative Raffinagemarge steigt von 6,2 auf 8,9 USD/Barrel, die Chemikalienmarge von 126 auf 166 USD/Tonne. Dennoch werden die bereinigten Gewinne des Segments unter dem Break-even liegen, und die Chemikalienauslastung sinkt aufgrund ungeplanter Ausfallzeiten in Monaca auf 68-72 %.
- Renewables & Energy Solutions: Die bereinigten Gewinne liegen zwischen -0,4 Mrd. USD und +0,2 Mrd. USD, mit rückläufigen Handelsergebnissen im Vergleich zum Vorquartal.
Kosten- und Steuerprognose
- Underlying Opex: Die zugrunde liegenden Betriebskosten des Konzerns werden für Q2 auf 8,5 Mrd. USD prognostiziert, leicht unter den 8,6 Mrd. USD im Q1, was niedrigere Ausgaben in den meisten Segmenten widerspiegelt.
- Abschreibungen: Die vorsteuerlichen Abschreibungen und Amortisationen des Konzerns werden mit 5,1 Mrd. USD (Mittelwert) gegenüber 5,4 Mrd. USD im Q1 erwartet.
- Steuern: Die bereinigte Steuerlast soll von 4,1 Mrd. USD auf 3,8 Mrd. USD sinken, hauptsächlich im Bereich Integrated Gas und Upstream.
Cashflow-Indikatoren: Erwartete Steuerzahlungen zwischen 2,8 und 3,6 Mrd. USD; Veränderungen im Working Capital könnten bis zu +4 Mrd. USD betragen (gegenüber -2,7 Mrd. USD im Q1), was den operativen Cashflow unterstützen könnte.
Strategische Erkenntnisse: Höhere Profitabilität im Downstream und geringere Kosten- und Steuerbelastungen stützen die Gewinne, jedoch dämpfen rückläufige Kohlenwasserstoffmengen, schwächere Handelsergebnisse und Verluste im Chemiegeschäft die Aussichten. Investoren werden darauf achten, inwieweit stärkere Margen die Volumenrückgänge bei der Veröffentlichung der vollständigen Q2-Ergebnisse ausgleichen.