Qué dijo la dirección de Shell plc en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido impulsado por operaciones y gas

Shell cerró el tercer trimestre de 2025 con ganancias ajustadas de 5.400 millones de dólares y un flujo de caja operativo de 12.200 millones de dólares, superando el trimestre anterior en todos los segmentos. La directora financiera Sinead Gorman atribuyó la mejora a la fortaleza operativa en Gas Integrado y en Upstream, donde Brasil alcanzó su máxima producción trimestral histórica y el Golfo de América registró su nivel más alto desde 2005, gracias en parte a la rápida puesta en marcha del proyecto Whale. En Brasil, las plataformas Mero-3 y Mero-4 contribuyeron al récord. El negocio de marketing registró su segundo mejor resultado trimestral en más de una década. La primera fase de LNG Canadá entregó 13 cargamentos durante el trimestre; la compañía espera que el segundo tren entre en operación antes de fin de año.

En el apartado de simplificación, Shell desinvirtió su participación en el Colonial Pipeline por alrededor de 1.000 millones de dólares y cerró o vendió unos 400 puntos de venta de combustible de menor rendimiento. La compañía también decidió no reanudar la construcción de su planta de biocombustibles HEFA en Róterdam, citando fundamentos de oferta y demanda y la necesidad de políticas estables. En Nigeria, se tomó la decisión final de inversión para el proyecto de gas HI este mes. Shell anunció además un nuevo programa de recompra de acciones por 3.500 millones de dólares, el decimosexto trimestre consecutivo con anuncios de recompras iguales o superiores a 3.000 millones.

Perspectivas: presión macro, LNG en construcción y químicos bajo tensión

La compañía espera que el cuarto trimestre sea más débil en los segmentos de refino y marketing por razones estacionales, así como por pagos habituales de fin de año —certificados de biocombustibles en Alemania y EE. UU., impuesto alemán a los hidrocarburos— que en conjunto suman varios miles de millones. En Gas Integrado, la dirección prevé que los diferenciales de arbitraje entre Asia y Europa serán menos favorables que en el tercer trimestre. Para 2026, Gorman señaló que los márgenes de negociación de LNG podrían limitarse hasta que LNG Canadá y los volúmenes de Pavilion Energy estén plenamente integrados, lo que la compañía espera que ocurra en la segunda mitad del año. Sawan reconoció abiertamente que los fundamentos de oferta y demanda de crudo presentan vientos en contra para 2026, con un escenario de sobreoferta que considera «muy creíble». En químicos, la dirección no ve señales de recuperación del ciclo y planea extraer cientos de millones adicionales en reducción de costes operativos y de capital para alcanzar la neutralidad en flujo de caja libre.

Ángulo para mercados hispanos: Brasil acapara una posición destacada en la estrategia de Upstream de Shell. La compañía profundizó recientemente su participación en el bloque Gato do Mato y sigue evaluando oportunidades adicionales en los bloques Mero y en el campo 2P. En el segmento de energías renovables, se mencionó una empresa participada no identificada en Brasil —cotizada en bolsa— que enfrenta presión para reestructurarse, y cuya gestión la directora financiera describió como en proceso de «dar la vuelta a la situación». Nigeria también figura en la agenda de crecimiento con el proyecto HI y el potencial desarrollo futuro de Bonga Southwest.

Preguntas de los analistas: lo que inquietó y lo que quedó sin respuesta

Varios analistas presionaron sobre los costes operativos, que subieron un 10% interanual. Gorman los explicó por la incorporación de nuevos activos —LNG Canadá y la planta Monaca en EE. UU.— y por mayores gastos de marketing, añadiendo que en términos acumulados a nueve meses el alza es del 4%. La compañía ratificó su objetivo de reducción de 5.000 a 7.000 millones de dólares en costes. El arbitraje perdido contra Venture Global generó malestar: Sawan se describió «profundamente decepcionado» y dijo que la empresa «explora todas las vías para proteger sus derechos», sin ofrecer más detalles. La situación en Venezuela y Trinidad —donde el Gobierno de Trinidad y Tobago tiene una licencia de la OFAC para desarrollar el campo Dragon— fue calificada por Sawan de «etapa muy temprana» y en modo de espera. Sobre la Fase 2 de LNG Canadá, el consejero delegado reconoció que la oleada de decisiones de inversión en EE. UU. —70 millones de toneladas por año aprobados, de los cuales 60 millones están en territorio estadounidense— es un factor que el consorcio debe ponderar antes de decidir.