Op de kop af tien jaar geleden zette Shell met de overname van BG Group vrijwel al zijn kaarten op vloeibaar gas. Gas werd belangrijker dan olie. Dat pakte de afgelopen jaren uitzonderlijk goed uit. De Europese gascrisis, hoge vraag, hoge prijzen en slimme handel maakten LNG tot een goudmijn. 

Inmiddels klinkt er een ander geluid. Shell-ceo Sawan kijkt vol argwaan naar de nieuwe LNG-bouwdrift. Hij noemde de huidige uitbreidingsgolf ‘economisch niet logisch’ en zei verrast te zijn hoeveel terminals uit de grond worden gestampt. In een sector met lange investeringscycli is dat doorgaans het recept voor overaanbod.

Schattingen van analisten wijzen erop dat er tussen 2025 en 2027 wereldwijd circa 140 miljoen ton per jaar (mtpa) aan nieuwe LNG-capaciteit bijkomt, oftewel meer dan 30 procent van de huidige markt. 

Voor een bedrijf dat zijn toekomst zo nadrukkelijk aan gas heeft verbonden, is dat geen detail.  

Waarschuwing
De waarschuwing klonk al eerder. Tijdens de Capital Markets Day van maart vorig jaar liet Shell zien dat het LNG-aanbod tot ver na 2030 sneller zou kunnen groeien dan de vraag.

Die onbalans is geen toeval. Sinds 2022 is een ongekende hoeveelheid LNG-capaciteit goedgekeurd of in aanbouw genomen, vooral in de Verenigde Staten waar Trump ook regelgeving heeft versoepeld. Projecten werden versneld door lage rentes, de paniek na het wegvallen van Russisch pijpleidinggas en extreem optimistische prijsverwachtingen tijdens de energiecrisis. Het gevolg is dat vanaf dit jaar grote volumes LNG vrijwel gelijktijdig op de markt komen. 

Waarschuwing in de grafiek: aanbod groeit harder dan de vraagbandbreedte

Bron: Presentatie Capital Markets Day 2025

Tegelijk wordt de vraag grilliger en prijsgevoeliger. China kiest vaak voor goedkope steenkool en kan een groter deel van zijn gasvraag invullen via pijpleidingen uit Rusland en Centraal-Azië (bijvoorbeeld uit Kazachstan). Daardoor wordt LNG vaker een flexibele aanvulling en wordt de vraag prijsgevoeliger. Japan verbruikt minder gas door vergrijzing en doordat kerncentrales weer vaker draaien. Europa verbruikt minder gas door fabriekssluitingen en elektrificatie. Al wees Shell er deze week bij zijn jaarcijfers op dat Europa voorlopig een grote LNG-importeur blijft. In 2025 importeerde Europa volgens Sawan recordvolumes LNG, terwijl de opslag begin 2026 rond 40 procent lag, ruim onder het vijfjaarsgemiddelde van circa 65 procent. 

Lakmoesproef
De dreigende LNG-aanbodgolf wordt de lakmoesproef voor Shell. Beleggers kregen sinds de BG-overname een geruststellende boodschap mee: LNG-projecten slokken eerst veel kapitaal op, maar leveren daarna vaak decennialang stabiele kasstromen op, met “beperkt neerwaarts risico”.

De vraag is of dat beeld standhoudt zodra de markt echt kantelt. In een krappe markt zet de duurste extra ton LNG vaak de prijs. Dat zag je na de Russische invasie, toen Europa tegen elke prijs (vloeibaar) gas zocht. In een ruime markt werkt het omgekeerd. Dan zetten de bestaande installaties die tegen de laagste (marginale) kosten leveren de prijs, omdat zij blijven doorproduceren zolang de opbrengst hun lopende kosten dekt.

Dat is het pijnlijke punt voor aandeelhouders. Het vloeibaar maken van gas kost miljarden aan investeringen, maar de kosten om een bestaande installatie te laten draaien zijn relatief laag. Als dat geld eenmaal is uitgegeven, is stoppen vaak duurder dan doorgaan, zelfs bij lage prijzen. 

Daardoor kan structureel overaanbod prijzen richting een zogenoemd ‘cash-cost-niveau’ duwen: de prijs die nodig is om operationeel quitte te spelen, niet de prijs die nodig is om een fatsoenlijk rendement op het geïnvesteerde kapitaal te halen.

Shell wijst in recente presentaties graag op de lage kosten van nieuwe projecten in Qatar en Canada en laat zien dat die volumes tot de goedkoopste behoren (zie bijvoorbeeld pagina 27). Maar lage kosten zijn niet hetzelfde als een hoog rendement. In een markt die wordt geprijsd op cash costs, kan LNG prima blijven draaien en toch weinig waarde creëren voor beleggers. Shells geschetste ‘low cost’-beeld geldt bovendien niet voor de hele portefeuille. Niet alle LNG is even concurrerend. Bij een groot project in Australië haalt Shell gas uit steenkoollagen en moet blijven boren om te kunnen produceren. Dat maakt het project duurder dan LNG uit bijvoorbeeld Qatar of Noord-Amerika. Bij lage spotprijzen komt rentabiliteit snel onder druk.

Rendementen  
De hamvraag is simpel: kan Shell met gas de belofte van stabiele rendementen waarmaken als de LNG-markt ruimer wordt? Dat is lastig hard te maken, omdat Shell geen afzonderlijk cijfer publiceert voor het in gas geïnvesteerde kapitaal.

Toch is een kapitaalbasis van circa 60 tot 100 miljard dollar te reconstrueren. Dat bedrag bestaat grofweg uit de boekwaarde van LNG-installaties en gasgerelateerde infrastructuur, inclusief grote projecten als QatarGas, Prelude, Gorgon, LNG Canada en Pearl GTL, aangevuld met recente uitbreidingsinvesteringen. 

Neem je 80 miljard dollar aan totaal kapitaal als uitgangspunt, dan is het beeld helder. Het rendement piekte in 2022, maar valt sindsdien terug. Waar Shell in 2022 nog rond 18 procent uitkwam, ligt de marktverwachting voor 2026 en 2027 rond 8 procent. In een pessimistisch analistenscenario zakt het rendement zelfs richting 6 procent of lager. Dat is precies het probleem van een aanbodgolf: volumes blijven draaien, maar de waardecreatie verdampt.

Van piekjaar naar normalisatie: rendementen in Shells gastak dalen

Bron: Shell jaarverslagen en analistentaxaties van Bloomberg. ROACE is berekend met geïnvesteerd kapitaal van 80 miljard dollar (VEB-schatting).  

Buffers onder druk: trading en contracten
De vraag is dan wat het rendement nog kan stutten. Shell wijst daarbij steevast op trading en optimalisatie binnen de gastak. Dat hielp de afgelopen jaren fors. In 2022 en 2023 waren prijsverschillen voor gas tussen regio’s extreem, waardoor Shell ladingen kon omleiden en hoge handelswinsten boekte.

Maar dat voordeel is cyclisch. In een markt met structureel overaanbod vlakken spreads af. Trading blijft geld opleveren, maar het compenseert geen langdurig lagere prijzen. Shell zelf schat dat trading en optimalisatie gemiddeld 2 tot 4 procentpunt extra rendement toevoegen binnen Integrated Gas. Dat is substantieel. Maar analisten betwijfelen of zelfs 2 procent haalbaar blijft in een ruimere gasmarkt. Dan is trading geen vangnet. 

Handel was goud in 2022. In een normale markt blijft er minder over

Bron: Bloomberg. TTF (Europa) en Henry Hub (VS), index. De spread is het prijsverschil, zonder kosten voor vervoer en vloeibaar maken. 

Ook contracten bieden geen harde ondergrens. Shell benadrukt dat een groot deel van LNG via langlopende contracten wordt verkocht, vaak met olie-indexatie. Dat dempt schommelingen, maar het is geen garantie. Veel contracten bevatten herzieningsclausules. Als marktomstandigheden wezenlijk veranderen, kan de afnemer heronderhandeling afdwingen.

Dat gebeurde bijvoorbeeld in 2016, toen Petronet zijn LNG-contract met RasGas openbrak en de prijs grofweg halveerde. En bij nieuwe contracten in een ruimere markt drukken kopers bovendien op de prijsformule, bijvoorbeeld via een lagere koppeling aan de olieprijs. Ook dat zet het rendement onder druk. Nog los van het feit dat de olieprijs zelf onder druk staat. 

Verhaal verschuift
Shell verschuift het verhaal naar de lange termijn. Sawan stelt zelfs dat lagere LNG-prijzen juist helpen, omdat goedkoop gas kolen kan verdringen en de vraag in landen als China en India kan aanjagen. Daar zit een keerzijde aan. Juist de extreme prijsschommelingen van LNG hebben landen wakker geschud. Hoe sneller China en anderen zon, wind en opslag opschalen om minder afhankelijk te zijn van importgas, hoe korter het raam waarin LNG als transitiebrandstof echt waarde kan creëren.

Shell rekent zelf met drie toekomstscenario’s voor LNG, waar overigens geen waarschijnlijkheden aan worden gehangen. 

In Surge groeit de vraag stevig door en kan nieuwe capaciteit relatief soepel landen. In Archipelagos blijft LNG langer nodig voor energiezekerheid, maar in een markt die goed voorzien is en waar prijsdruk het rendement tempert. Het echte risico zit in Horizon: daar piekt de LNG-vraag al vroeg in de jaren dertig en daalt daarna fors, mede doordat landen klimaatdoelen halen en sneller elektrificeren. Het gevolg is een lange fase van overcapaciteit en lage prijzen, met onvermijdelijk enorme afboekingen op Shells LNG-investeringen. Dit is het nachtmerriescenario voor Shell. 

De drie scenario’s van Shell

Bron: Shell rapport: The 2026 Energy Security Scenarios Challenges to the transition

Exit?
Wie die scenario’s serieus neemt, leest het laatste nieuws anders. Persbureau Reuters meldde dat Shell verkoopopties verkent voor (een groot deel van) zijn belang in LNG Canada, juist een project dat geldt als topkwaliteit: lage gaskosten aan de bron en directe toegang tot Azië. Shell ontkende in de Q4-call dat er verkoopplannen zijn. CFO Sinead Gorman zei juist veel vertrouwen te hebben in LNG Canada, maar voegde eraan toe dat ook deze asset, net als alle andere, moet renderen.

En dát is de crux. Als zelfs LNG Canada expliciet wordt getoetst op rendement, dan is in een ruimer wordende LNG-markt niets vanzelfsprekend: elk miljard moet zich blijven terugverdienen.