Van geïntegreerde oliemajor naar breed energiebedrijf

Shell is van oorsprong een klassiek geïntegreerd olie- en gasbedrijf. Van het zoeken naar olie- en gasvelden tot raffinage, chemie en de verkoop van brandstoffen bij tankstations. Aan de omzetkant zie je dat nog steeds terug. In 2023 lag de externe omzet rond de 316 miljard dollar. Daarvan kwam grofweg 130 miljard uit het segment Marketing, bijna 100 miljard uit Chemicals & Products, ongeveer 38 miljard uit Integrated Gas en ruim 45 miljard uit Renewables & Energy Solutions. Upstream, het pure olie- en gaswinnen, was goed voor ongeveer 6 à 7 miljard aan externe omzet, dus nog geen 3 procent van het totaal. De winstbijdrage van Upstream en Integrated Gas ligt daarentegen vaak veel hoger dan die omzetpercentages doen vermoeden.

De basis van het Shell-model blijft hetzelfde. Het bedrijf draait om grote moleculenstromen, infrastructuur, logistiek, handel en schaalvoordelen. Alleen verandert de mix van producten en markten. Waar vroeger de nadruk lag op olie en benzine, verschuift de aandacht naar LNG, chemische producten, stroom, waterstof, biobrandstoffen en diensten rondom CO₂-reductie. In investeringen zie je dat terug: van de grofweg 24 tot 25 miljard dollar aan jaarlijkse kapitaalinvesteringen gaat tegenwoordig rond de 2,5 tot 3 miljard naar het Renewables & Energy Solutions-segment. Tel je bredere “low-carbon”-projecten mee, dan loopt dat zelfs op naar ruim 5 miljard dollar, ongeveer een vijfde van het totale investeringsbudget.

LNG als groeipoot met een houdbaarheidsdatum

LNG, vloeibaar aardgas, is één van de huidige troeven van Shell. Door aardgas tot ongeveer min 162 graden te koelen, wordt het vloeibaar en neemt het volume ongeveer zeshonderd keer af. Daardoor kan het gas in speciale tankschepen over de hele wereld worden vervoerd. Shell is hier een van de grootste spelers ter wereld, met een LNG-portefeuille die jaarlijks goed is voor tientallen miljoenen ton aan handel. Een deel van het LNG komt uit eigen gasvelden en liquefactie-installaties, een ander deel wordt ingekocht van andere producenten en via handel en logistieke optimalisatie met marge doorverkocht.

Op de korte en middellange termijn is LNG voor Shell een duidelijke groeipoot. In de jaren tot ongeveer 2030 kan de wereldwijde LNG-vraag nog met enkele procenten per jaar toenemen, vooral in Azië, maar ook in delen van Europa waar LNG pijplijngas vervangt. In zo’n omgeving kan Integrated Gas, inclusief LNG, structureel een omzetdeel van iets meer dan 10 procent hebben, maar tegelijk een veel groter aandeel in de totale winst. Zeker in jaren met hoge gasprijzen kan dit segment miljarden dollars aan extra winst opleveren. De komende tien tot vijftien jaar is het realistisch dat LNG een kernmotor van Shells kasstroom blijft.

Toch is de LNG-markt niet eindeloos. LNG blijft een fossiele brandstof, met CO₂-uitstoot bij verbranding en methaanrisico’s in de keten. Naarmate klimaatdoelen concreter worden en zon, wind, batterijen en waterstof verder opschalen, zal de wereldwijde vraag naar fossiel gas uiteindelijk afvlakken en later dalen. Een denkbaar scenario is dat LNG tot circa 2035 groeit, daarna een periode van stabilisatie kent en vervolgens met misschien 1 tot 2 procent per jaar terugloopt. In die overgangsperiode kunnen prijzen paradoxaal genoeg relatief hoog blijven, juist omdat er minder in nieuwe projecten wordt geïnvesteerd en de markt krap kan worden. Pas in een latere fase, wanneer de vraag echt structureel daalt en er overcapaciteit ontstaat, zal de prijskracht afnemen en groeien de risico’s op afschrijvingen van installaties die oorspronkelijk waren ontworpen op een levensduur van dertig tot veertig jaar.

Olie: van groeimotor naar cash cow in het eindspel

De vraag naar olie beweegt in de komende jaren naar een plateau en uiteindelijk een dalende lijn. Vandaag ligt de wereldwijde vraag ruwweg iets boven de 100 miljoen vaten per dag. Ongeveer de helft daarvan komt uit transport, met benzine, diesel en kerosine als grootste stromen. De rest zit in petrochemie, industrie, scheepvaart, landbouw en een beperkt deel in elektriciteit en verwarming. In rijke landen zie je al enkele jaren druk op benzine- en dieselverbruik door de groei van elektrische auto’s en strengere efficiëntienormen. In opkomende markten is nog groei mogelijk, maar het is onwaarschijnlijk dat die groei de daling in Europa, Japan en op termijn ook de Verenigde Staten oneindig kan compenseren. Veel scenario’s gaan ervan uit dat de wereldwijde olievraag ergens in de jaren dertig haar piek bereikt, bijvoorbeeld rond 2030 tot 2035, en daarna geleidelijk terugloopt.

Voor de olieprijs betekent dit geen simpele rechte lijn naar beneden. Er wordt nu al minder in nieuwe olieprojecten geïnvesteerd dan in de jaren voor 2014, mede doordat kapitaaldiscipline belangrijk is geworden en beleggers liever aandeleninkoop en dividenden zien dan enorme nieuwe projecten. Minder investeringen terwijl de vraag nog relatief hoog is, kan periodes van krapte en hoge prijzen opleveren. OPEC+ probeert bovendien via productieafspraken de markt te sturen en de prijs binnen een aantrekkelijke bandbreedte te houden, bijvoorbeeld ergens tussen 70 en 100 dollar per vat voor Brent. Pas wanneer de vraag duidelijk en structureel daalt en sommige landen besluiten hun reserves versneld “uit te melken”, kunnen fases ontstaan met overaanbod en scherpe prijsdalingen, afgewisseld met nieuwe gecoördineerde productieverlagingen.

Shell past zijn olie-strategie hierop aan. In plaats van overal nieuwe olie na te jagen, kiest het bedrijf voor enkele geselecteerde regio’s en projecten met lage kosten, relatief lage CO₂-intensiteit en hoge marges, vooral offshore. Diepwaterprojecten in Brazilië hebben vaak een break-evenprijs van rond de 20 tot 30 dollar per vat, terwijl de gemiddelde CO₂-uitstoot per vat lager kan liggen dan bij veel ouder onshore-olie. In de Golf van Mexico geldt iets soortgelijks: relatief hoge productiviteit per put, lange levensduur en goede infrastructuur. Bepaalde offshore-activiteiten in Nigeria blijven ook in beeld. Schalieolie in de VS, oliezanden in Canada, risicovolle frontiergebieden in het Noordpoolgebied en veel onshore-projecten met hoge emissies worden afgebouwd of zijn al verkocht. De olieproductie mag op termijn met bijvoorbeeld 1 tot 2 procent per jaar dalen, zolang de winst per vat hoog blijft en de gegenereerde cash kan worden gebruikt om andere activiteiten te financieren.

Renewables en low carbon: groeiend, maar nog geen winstmachine

Binnen Shell is een afzonderlijk segment ontstaan voor Renewables & Energy Solutions. Dit omvat stroom uit wind en zon, handel in elektriciteit, EV-laadoplossingen, waterstof, biobrandstoffen en CO₂-oplossingen. In omzet- en investeringsaandelen is dit segment nog altijd kleiner dan de klassieke fossiele onderdelen, maar wel groot genoeg om strategisch gewicht te hebben. In 2023 was Renewables & Energy Solutions goed voor rond de 45 miljard dollar aan externe omzet, ongeveer 14 procent van het totaal. Aan de investeringskant ging ongeveer 10 tot 15 procent van de jaarlijkse capex rechtstreeks naar dit segment, en als je bredere low-carbon-investeringen meerekent liep dat op tot ruim 20 procent.

De winstgevendheid van dit deel van de portefeuille is wisselend en gemiddeld nog mager. Een jaar met gunstige handelsresultaten kan zomaar enkele miljarden positieve bijdrage opleveren, terwijl een jaar met afwaarderingen en tegenvallende marges juist tot een verlies van rond de 1 miljard dollar kan leiden. Pure wind- en zonneparken leveren typisch rendementen van misschien 5 tot 8 procent op geïnvesteerd vermogen, terwijl een goed LNG-project soms een intern rendement van meer dan 15 procent kan halen. Shell reageert daarop door selectiever te worden: minder megaprojecten met lage rendementen, meer focus op projecten en diensten waar toegevoegde waarde en marges hoger zijn, zoals handelsactiviteiten, slimme energiediensten, laadnetwerken, waterstof en CO₂-opslag.

EV-laden: minder marge op energie, meer marge op diensten

Een belangrijk onderdeel van Shells toekomstverhaal is elektrisch laden. Per kilowattuur levert EV-laden meestal een lagere marge op dan een liter benzine of diesel bij de pomp. De brutomarge op brandstof in een mature markt ligt vaak ergens rond 10 tot 15 eurocent per liter, afhankelijk van land en concurrentie, terwijl de marge op snelladen voor elektrische auto’s soms beperkt blijft tot bijvoorbeeld 5 tot 10 eurocent per kilowattuur. Tegelijk is de investering per snellaadpunt fors hoger dan bij een klassieke pomp, terwijl de doorloopsnelheid lager is omdat een laadsessie eerder twintig tot dertig minuten duurt dan drie tot vijf minuten.

Toch kan EV-laden, op de juiste manier ingericht, uiteindelijk net zo rendabel of zelfs rendabeler worden dan klassieke brandstofverkoop. De sleutel ligt in de manier waarop Shell het model invult. Laden wordt gekoppeld aan retail op stations, met winkels, koffie en foodconcepten, waar de marge vaak aanzienlijk hoger is dan op brandstof. De omzet per bezoek in zo’n shop kan makkelijk enkele euro’s per klant bedragen, met brutomarges die voor food en koffie soms richting 30 tot 40 procent gaan. Dankzij langere laadpauzes besteden klanten meer tijd in de shop en is de kans groter dat ze iets kopen. Daarnaast richt Shell zich sterk op zakelijke klanten en wagenparken, waar abonnementen, laadpassen en geïntegreerde oplossingen voor thuis, op kantoor en onderweg stabiele inkomsten opleveren, bijvoorbeeld in de vorm van vaste maandbedragen per voertuig of per laadpunt.

Tot slot speelt energie-optimalisatie een grote rol. Door slim in te kopen en te laden wanneer de groothandelsprijzen laag zijn en door flexibiliteit aan het elektriciteitsnet te leveren, kan Shell extra verdiensten realiseren die niet direct zichtbaar zijn in de prijs per kilowattuur. Een verschil van slechts 2 tot 3 eurocent per kilowattuur tussen inkoop en verkoop kan, bij miljoenen geladen kilowatturen per jaar, al snel in de miljoenen euro’s aan extra marge uitdrukken. Waar bij benzine de winst vooral in de combinatie van liters en shop zit, verschuift bij EV-laden de waarde naar diensten, contracten, software en energie-optimalisatie. Het is minder een pure volumebusiness en meer een platform- en dienstenmodel.

Waterstof: niche nu, strategische groeipoot later

Waterstof is voor Shell nog geen grote bron van winst, maar wel een duidelijk strategische pijler. In raffinaderijen en chemie wordt al jarenlang grijze waterstof gebruikt, geproduceerd met fossiel gas. De volumes daar lopen in de miljoenen tonnen per jaar, maar die productie telt nu vooral mee als onderdeel van de bestaande raffinade- en chemieketen. De toekomst ligt vooral in blauwe waterstof, waarbij CO₂ wordt afgevangen en opgeslagen, en in groene waterstof uit elektrolyse met duurzame stroom. Projecten als een grote elektrolyser in Rotterdam kunnen op termijn tienduizenden tonnen groene waterstof per jaar leveren en zo direct fossiele waterstof vervangen.

De echte potentie van waterstof ligt vooral buiten de personenauto. Zwaar wegtransport, maritiem transport, luchtvaartbrandstoffen, kunstmest, staal en chemie zijn sectoren waar moleculen nodig blijven en waar directe elektrificatie vaak lastig of inefficiënt is. Hier kan Shell zijn ervaring met grootschalige moleculen, infrastructuur en handel benutten. Op korte termijn zijn deze projecten vaak afhankelijk van subsidies, fiscale voordelen en CO₂-prijzen die oplopen richting 80 tot 100 euro per ton CO₂ om rendabel te zijn. Op langere termijn kan waterstof in industriële clusters en als basis voor synthetische brandstoffen uitgroeien tot een middelgrote, maar winstgevende activiteit, met stabiele volumes, meerjarige contracten en een rol die vergelijkbaar is met de huidige gasleveringen aan grote industriële klanten.

CO₂-afvang en -opslag: tussen licence to operate en nieuwe dienst

Naast waterstof investeert Shell in CO₂-afvang en -opslag, zowel om eigen installaties schoner te maken als om een nieuwe dienst op te bouwen. Bij raffinaderijen en chemische sites worden projecten opgezet waarbij CO₂ wordt afgevangen en via pijpleidingen onder de Noordzee wordt opgeslagen. Bestaande projecten vangen inmiddels ongeveer 1 miljoen ton CO₂ per jaar af, terwijl nieuwe initiatieven in de Rotterdamse haven zijn ontworpen voor meerdere miljoenen ton per jaar. Voor het Porthos-project in Nederland is bijvoorbeeld ruim 2 miljard euro aan subsidie toegezegd om het kostenverschil met “gewoon uitstoten” te overbruggen.

Daarbovenop werkt Shell mee aan grootschalige CO₂-hubs, zoals in Noorwegen, waar CO₂ van verschillende industriële klanten wordt verzameld, vervoerd en permanent opgeslagen. De eerste fase daarvan mikt op ongeveer 1,5 miljoen ton opslag per jaar, met uitbreidingsplannen naar 5 miljoen ton en mogelijk nog meer. In zo’n model verandert Shell in een soort “CO₂-afvalverwerker”: bedrijven betalen per ton CO₂ voor transport en opslag. Financieel is deze activiteit momenteel nog zwaar afhankelijk van overheidssteun en CO₂-beprijzing. Strategisch kan het echter uitgroeien tot een stabiele infrastructuurbusiness, vergelijkbaar met pijpleidingen of gasopslag, zodra regelgeving en CO₂-prijzen stevig genoeg zijn en volumes oplopen richting tientallen miljoenen tonnen per jaar in totaal.

De toekomstige winstbron: van oliepieken naar geïntegreerde energiediensten

De rode draad in al deze ontwikkelingen is dat Shell zich voorbereidt op een wereld waarin olie en LNG niet langer vanzelfsprekende superwinsten opleveren. Olie blijft nog decennia belangrijk, maar wordt steeds meer een cash cow in plaats van een groeimotor. LNG blijft een kernactiviteit in de overgangsperiode, maar kent op lange termijn ook een eindig groeipad. Renewables, EV-laden, waterstof en CO₂-opslag zijn nog niet allemaal structureel winstgevend, maar vormen de bouwblokken voor een nieuw verdienmodel. In dat nieuwe model verschuift de winstbron van pure grondstoffenschaarste naar integratie, handel, diensten en oplossingen.

Shell zal minder afhankelijk zijn van extreme olieprijsrally’s en meer leunen op stabielere, contractmatige inkomsten uit stroom, moleculen, infrastructuur en energie-optimalisatie. De marges per eenheid kunnen lager zijn dan in de beste olie- en LNG-jaren, maar de spreiding over meerdere activiteiten en de mogelijkheid om ketens te integreren en te optimaliseren, kan voor een robuust en redelijk rendabel totaalplaatje zorgen. Waar vroeger misschien meer dan twee-derde van de winst direct aan olie en gas is toe te schrijven, kan dat aandeel in een toekomstscenario verschuiven naar een mix waarin gas, renewables, waterstof, EV-laden en CO₂-diensten samen een veel groter deel van het geheel vormen.

Conclusie

Shell staat midden in een lange transitie waarin olie en LNG stap voor stap plaatsmaken voor een bredere mix van gas, stroom, waterstof, biobrandstoffen en CO₂-diensten. Die nieuwe wereld zal waarschijnlijk nooit dezelfde uitzonderlijke marges geven als de beste olie- en gasjaren, maar kan wel een stabiel en winstgevend profiel opleveren, mits Shell de juiste projecten kiest en zijn schaalvoordelen benut. Succes hangt sterk af van beleid, CO₂-prijzen en de vraag hoe snel de energietransitie daadwerkelijk doorzet. Voor beleggers wordt Shell steeds minder een pure oliemajor en steeds meer een complex, geïntegreerd energie- en dienstverleningsbedrijf, waarin cijfers en strategische keuzes nauw met elkaar verweven zijn.