Jahrelang waren die großen Ölkonzerne zurückhaltend, wenn es darum ging, ihre Reserven aufzustocken, da sie davon ausgingen, dass ein schneller Wandel der Branche hin zu anderen Energiequellen die Nachfrage nach Öl und Gas dämpfen könnte.
Da dieser Übergang jedoch hinter den Erwartungen zurückbleibt und die Nachfrage weiter steigt, rückt nun wieder ins Zentrum, wer über ausreichende Reserven verfügt.
LÜCKE ZWISCHEN PRODUKTIONSZIELEN UND TATSÄCHLICHER LEISTUNG
Shells Portfolio steht im Fokus, weil die sogenannte "Reservenlebensdauer" – also wie lange die nachgewiesenen Reserven das aktuelle Produktionsniveau aufrechterhalten können – ab 2025 weniger als acht Jahre beträgt, nach neun Jahren im Vorjahr, was den niedrigsten Stand seit 2021 darstellt.
Zum Vergleich: Bei Exxon und TotalEnergies lag die Reservenlebensdauer Ende 2024 jeweils bei über 12 Jahren, wie Daten von Wood Mackenzie zeigen.
Eine kürzere Reservenlebensdauer erhöht den Druck, Vermögenswerte zu kaufen oder einen großen Explorationserfolg zu erzielen, um die Produktion zu steigern oder zumindest zu halten.
Shell hat sich verpflichtet, die Kohlenwasserstoffproduktion im laufenden Jahrzehnt jährlich um 1% zu steigern und dabei das Rohölvolumen konstant zu halten. Langfristig setzt das Unternehmen auf einen riesigen Markt für verflüssigtes Erdgas (LNG) und will seine LNG-Verkäufe jährlich um mindestens 5% steigern – allerdings nicht zwingend aus eigener Produktion.
Die Gesamtreserven von Shell fielen auf 8,1 Milliarden Barrel Öläquivalent – der niedrigste Stand seit mindestens 2013.
Vorstandschef Wael Sawan warnte die Investoren bereits im vergangenen Jahr, dass Rückgänge im Shell-Portfolio bis 2035 zu einer Lücke von 350.000 Barrel Öläquivalent pro Tag zwischen den Produktionszielen und den derzeitigen Kapazitäten führen werden.
AUSSTIEG AUS US-SCHIEFER UND GUYANA BELASTET PRODUKTIONSAUSSICHTEN
Die schrumpfende Ressourcenbasis folgt auf Jahre des Rückzugs, darunter Shells Ausstieg aus dem US-Schiefergeschäft im Jahr 2021 und aus Guyana im Jahr 2014 – zwei Regionen, die die Wachstumspläne des Konkurrenten Exxon stützen.
„Ich wünschte, wir wären damals nicht aus Guyana ausgestiegen“, sagte Sawan am Donnerstag.
Tatsächlich hat Shell bereits versucht, einen Teil des erwarteten Produktionsdefizits zu überbrücken.
Im März prognostizierte Sawan eine Lücke von 100.000 bis 200.000 Barrel Öläquivalent pro Tag bis 2030, da die alternden Felder weniger liefern werden.
Das Unternehmen erklärt, dass Investitionen im Golf von Mexiko, in Brasilien, Nigeria, Angola, Südafrika und Namibia sowie Verbesserungen an bestehenden Feldern den kurzfristigen Engpass weitgehend ausgeglichen haben.
Für die Lücke nach 2030 nannte Sawan jedoch keine aktualisierte Zahl, und Shell wollte sich dazu nicht weiter äußern.
Analysten bezweifeln, dass allein inkrementelle Projekte Shell auf das gewünschte Produktionsniveau bringen werden.
„Ohne kurzfristige Übernahmen erwarten wir, dass diese Bedenken hinsichtlich der Langlebigkeit bestehen bleiben“, sagte Biraj Borkhataria von RBC.
Die Aktienanalystin Irene Himona von Bernstein bezeichnete Shells Reservenlebensdauer als sehr niedrig und forderte einen erneuten Fokus auf Exploration.
Sawan sagte, er sei „weniger zufrieden“ damit, dass Shell bisher keine große Entdeckung vorweisen kann, wolle aber auch keine Vermögenswerte nur der Menge wegen zukaufen.
Wood Mackenzie erwartet, dass Shells Produktion ab 2028 stark zurückgeht und der freie Cashflow in den Gas- und Upstream-Bereichen ab 2032 schwächer wird.
Nach Einschätzung von Luke Parker, Vizepräsident für Unternehmensanalysen bei Wood Mackenzie, wird Shells Produktion auf Basis des aktuellen Portfolios in zehn Jahren um 800.000 Barrel Öläquivalent pro Tag sinken. Derzeit produziert Shell rund 2,8 Millionen Barrel Öläquivalent täglich.
„Shells größte Herausforderung aus unserer Sicht ist, dass das Unternehmen nicht über das Portfolio verfügt, um seine Strategie, länger auf Öl und Gas zu setzen, zu unterstützen“, sagte Parker.
Die UBS schätzt, dass die Produktion bis etwa 2035 auf 2,5 Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag sinken wird, sofern keine weiteren Maßnahmen ergriffen werden. Damit bliebe eine Lücke von rund 400.000 Barrel Öläquivalent pro Tag, die durch Zukäufe oder eine bessere Ausnutzung bestehender Felder geschlossen werden müsste.
