Royal Dutch Shell trimmt Strategie auf Performance und Wachstum

• Upstream-Produktion soll bis 2012 auf 3,5 Mio. Barrel Öläquivalent pro Tag (mboe/d) steigen, ein Zuwachs von 11% gegenüber 2009.
• Aktuell analysiert das Unternehmen 35 neue Projekte auf Ressourcen von 8 Mrd. Barrel Öläquivalent (boe), die das weitere Upstream-Wachstum bis 2020 tragen sollen.
• Downstream-Sektor setzt auf Rentabilitätssteigerungen und plant die Aufgabe von 15 % seiner Raffineriekapazitäten und 35 % der Retail-Märkte sowie wachstumsfördernde Investitionen zur qualitativen Stärkung des Produktions- und Marketing-Portfolios.
• Durch Inbetriebnahme neuer Projekte verspricht sich das Unternehmen eine Steigerung des operativen Cashflows um rund 50 % von 2009 bis 2012 bei Ölpreisen um 60 USD/Barrel bzw. um über 80 % in einem Preisumfeld von 80 USD/Barrel.

Peter Voser, Vorstandsvorsitzender Royal Dutch Shell, erläuterte: „Es sind spannende Zeiten für Shell. Wir rechnen in finanz- und produktionstechnischer Hinsicht mit einem neuen Wachstumsschub. Wir investieren massiv in neue Projekte zur Stärkung unserer Ertragskraft. So wollen wir bis 2012 – nach Investitionen und Dividenden – einen Cashflow-Überschuss erwirtschaften, wobei wir von Ölpreisen um 60 USD/Barrel und einer Normalisierung der Erdgaspreise und Downstream-Margen ausgehen“, so Voser weiter. „Wir werden in den nächsten fünf Jahren die Früchte unserer Arbeit ernten und haben darüber hinaus den Boden für den Zeitraum 2015-2020 bereitet. Der Fokus liegt auf finanzieller Performance – also Cash-Generierung und Ertragssteigerung.
Im Upstream-Sektor haben wir mit den Bereichen gas-to-liquids (GTL), Ölsand und Flüssiggas (LNG) hervorragende Grundlagen gelegt. Bis 2020 dürfte die Exploration das Upstream-Wachstum ankurbeln, insbesondere in Nordamerika und Australien und durch zusätzliche Förderung aus Entwicklungsprojekten. Im Downstream-Sektor investieren wir kräftig in neue Raffinerie- und Chemiekapazitäten. Sobald diese Projekte laufen, dürfte sich der Wachstumsschwerpunkt im Downstream-Sektor auf die Stärkung unseres Marketings für die nächsten Jahre verlagern.“
Peter Voser umriss drei Schwerpunktbereiche für Shells strategische Entwicklung: Kurzfristige Leistungsoptimierung, mittelfristiges Wachstum und die langfristige Verfolgung neuer Projektoptionen.

• Stetige Verbesserung der operativen Leistungsfähigkeit mit besonderem Augenmerk auf Sicherheit, Anlagenauslastung und Betriebskosten, insbesondere geplante Kostensenkungen von 1 Mrd. US-Dollar im Jahr 2010 und Abbau von rund 2.000 Stellen bis Ende 2011.
• Veräußerungen in Höhe von 1-3 Mrd. US-Dollar pro Jahr im gesamten Konzern.
• Stärkung des Downstream-Sektors durch stärkere Fokussierung auf die rentabelsten Positionen und optimales Wachstumspotenzial. Shell plant die Aufgabe von 15 % seiner weltweiten Raffineriekapazitäten und 35 % seines derzeitigen Tankstellengeschäftes und arbeitet intensiv an der weiteren Optimierung seiner chemischen Anlagen.

• Shell arbeitet an der Erschließung neuer Öl- und Gasvorkommen in Höhe von 11 Mrd. boe und an selektiven Wachstumschancen im Downstream-Sektor. Es handelt sich um eines der ehrgeizigsten Investitionsprogramme der Branche.
• Die Nettoinvestitionen belaufen sich auf jährlich rund 25-27 Mrd. US-Dollar für 2011-14, bei Veräußerungen von jährlich bis zu 3 Mrd. US-Dollar und jährlich 25-30 Mrd. US-Dollar an organischen Investitionen. Die jährlichen Ausgaben im Zuge dieser langfristigen Investitionen richten sich nach den Zeitpunkten der Investitionsentscheidungen und den kurzfristigen volkswirtschaftlichen Perspektiven.
• Der Cashflow aus dem Betrieb ohne Nettobewegungen von Betriebskapital lag im Jahr 2009 bei 24 Mrd. US-Dollar. Shell rechnet für die Jahre 2009-2012 mit einer Cashflow-Steigerung um rund 50 % bei angenommenen Ölpreisen von rund 60 US-Dollar pro Barrel und einer Normalisierung der Erdgaspreise und Downstream-Margen. In einer Welt mit Ölpreisen von 80 US-Dollar pro Barrel läge der Cashflow 2012 um mindestens 80 % höher als 2009.
• Im Downstream-Sektor baut Shell neue Chemieanlagen in Singapur und Raffineriekapazitäten in den USA und tätigt selektive Wachstumsinvestitionen im Marketing.
• Die Öl- & Gasproduktion dürfte 2012 im Durchschnitt bei 3,5 Mio. boe/d liegen, eine Steigerung von 11 % gegenüber 3,15 Mio. boe/d in 2009. Dies entspricht nach wie vor der bislang erwarteten Wachstumsrate von durchschnittlich 2-3% pro Jahr und stärkt die Zuversicht auf künftiges Wachstum ab 2012.
• Dank der Wachstumsinvestitionen haben sich die gesicherten Reserven von Shell 2009 um 3,4 Mrd. boe erhöht. Angesichts der Produktion von 1,2 Mrd. boe in 2009 ergab sich eine Reserve Replacement Ratio (RRR) von 288% und eine Reserves-to-Production-Ratio (RPR) von knapp 12 Jahren.

• Shell hat ein breites Portfolio von Optionen für den nächsten Wachstumsschub des Unternehmens aufgebaut. Mit diesem Portfolio ist Shell in der Lage, Preissteigerungsrisiken abzufedern und branchentypischen Herausforderungen wie Kosteninflation und politische Risiken zu begegnen.
• Die Exploration steuerte 2009 neue Vorkommen von 2,4 Mrd. boe bei, insbesondere neue Reserven im Golf von Mexiko, Tight-Gas-Vorkommen in Nordamerika und Vorkommen in Australien. 2009 war damit das beste Jahr für die Exploration seit einem Jahrzehnt.
• In Nordamerika hat Shell große Fortschritte bei Tight-Gas-Vorkommen erzielt. So konnten die Reserven 2009 um 8 tcfe (trillion cubic feet equivalent) aufgestockt und die Gesamtreserven des Unternehmens auf 21 tcfe (3,7 Mrd. boe) erhöht werden.
• Die Tight-Gas-Förderung stieg in 2009 um über 60 % auf 110.000 boe/d, so dass mit dem heutigen Portfolio Potenzial für >400.000 boe/d besteht.
• Im Golf von Mexiko wurden drei neue Produktions-Hubs in Vito, Stones und im künftigen Mars-Feld mit zusammen >150.000 boe/d Produktionspotenzial für Shell errichtet.
• Australien könnte die Führungsrolle im weltweiten Portfolio unserer Flüssiggas-Vorhaben übernehmen und bis 2020 eine voraussichtliche Kapazität von 10 Mio. Tonnen pro Jahr (mtpa) erreichen. Damit würde Shells Gesamtkapazität auf ~35 mtpa steigen.
• In Kanada halten wir nach wie vor Optionen auf eine weitere Schwerölexpansion, wobei die kurzfristige Priorität allerdings auf der Verbesserung der betrieblichen Effizienz und einer Beseitigung von Engpässen in den Anlagen liegt.Shells pre-FID-Option für Felder, die bis 2020 in Produktion gehen könnten, liegt bei Reserven von 8 Mrd. boe. Hier analysieren wir derzeit über 35 neue Großprojekte, die das Wachstum bis 2020 unterfüttern können.

Shell hat seine Dividendenpolitik im Einklang mit wichtigen Wettbewerbern und aktuellen Markttrends umgestellt. In US-Dollar gerechnet soll die Dividende im Lauf der Zeit mit Blick auf die tatsächlichen Erträge und den Cashflow im Konzern angehoben werden. Zusätzlich soll der nächsten Jahreshauptversammlung die Einführung einer Scrip-Dividend-Option vorgeschlagen werden, so dass Investoren künftig Gratisaktien anstelle einer Bardividende wählen können. Diese Änderungen sollen Shells finanzielle Flexibilität erhöhen und die Möglichkeit bieten, die Dividendenzahlung enger an die Rentabilität zu koppeln. Die Dividende für das 1. Quartal 2010 soll 0,42 US-Dollar pro Aktie betragen und liegt damit stabil auf Vorjahresniveau.

In seiner Stellungnahme zum Wachstumsausblick sagte Voser: „Unsere Gewinne waren 2009 infolge der Rezession stark rückläufig – trotz unserer Selbsthilfeprogramme und der Einsparungen in Höhe von 2 Mrd. US-Dollar. Wenngleich die Ölgesellschaften durch die Quoten- und Preisbeschlüsse der OPEC weniger unter der Rezession zu leiden hatten, war Shell in letzter Zeit benachteiligt durch seine stärkere Exposition in den Bereichen Raffinerie und Erdgas, wo die Margen direkt von der Konjunktur abhängig sind. Dies hat uns in einer Zeit getroffen, in der unsere Ausgaben auf historisch hohem Niveau liegen, weil wir in mittelfristiges Wachstum investieren.
Der Druck auf Downstream- und Gasmargen hält an. Die mittelfristigen Fundamentaldaten im Upstream-Sektor sind jedoch robust, wir rechnen mit Ölpreisen in einer Spanne von 50-90 US-Dollar mit steigender Tendenz. Beim Erdgas, dem saubersten aller fossilen Brennstoffe, sind die mittelfristigen Fundamentaldaten ebenfalls attraktiv für Shell. Allerdings dürfte die globale Überproduktion in der Raffineriebranche noch einige Zeit anhalten.
Shells Strategie konzentriert sich auf starke operative Performance und anhaltende Investitionen in organisches Wachstum. Diese Strategie ist – trotz der schwierigen konjunkturellen Lage – robust. Doch das Unternehmen war mit der Zeit komplexer und träger geworden, als ihm gut tut.
Deshalb schärfen wir unser Profil.
Die Prioritäten liegen dabei auf der Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, auf Wachstum und auf schärferer Umsetzung der Strategie. Es gibt noch einiges zu tun, um die Kosten zu senken und die operative Performance des Konzerns zu verbessern.”
Voser schloss mit den Worten: „Wir haben Shell 2009 auf einen guten Weg gebracht und ausgezeichnete Chancen für die Zukunft erschlossen.“

Im Jahr 2009 hat die US-Börsenaufsicht (SEC) ihr Regelwerk für Öl- und Gasberichte modernisiert. Die bedeutendste Änderung besteht darin, dass synthetische Rohölreserven künftig als Öl- und Gasreserven eingestuft werden dürfen. Früher durften synthetische Rohölreserven nur als gesicherte abbaubare Ölsandreserven ausgewiesen werden. In 2009 hatten wir ein Rekordjahr, soweit es die Aufstockung der gesicherten Öl- und Gasreserven betraf. Abzüglich der bereits früher veröffentlichten gesicherten abbaubaren Ölsandreserven konnten wir 3.420 Mio. Barrel Öläquivalent (boe) an gesicherten Öl- und Gasreserven neu ausweisen. Bei einer Produktion in 2009 von 1.187 Mio. boe betrug unsere Reserve Replacement Ratio (RRR) 288 %. Auf Basis der SEC-Regeln wurden die gesicherten Öl- und Gasreserven vor Produktion um 4.417 Mio. boe aufgestockt; davon entfallen 3.632 Mio. boe auf Shell Tochtergesellschaften und 785 Mio. boe auf Shell Anteile an Equity-Accounted-Investments. In den 4.417 Mio. boe sind 1.630 Mio. boe an synthetischen Rohölreserven enthalten. Letztes Jahr meldeten wir 997 Mio. boe an gesicherten abbaubaren Ölsandreserven per 31. Dezember 2008. Infolge der SEC-Regeländerung wurden diese gesicherten abbaubaren Ölsandreserven in gesicherte synthetische Rohölreserven umgeschrieben und in die 1.630 Mio. boe eingerechnet. Folglich werden wir künftig keine gesicherten abbaubaren Ölsandreserven mehr ausweisen. Die Steigerung um 4.417 Mio. boe an gesicherten Öl- und Gasreserven enthält auch rund 270 Mio. boe, die auf andere Änderungen der SEC-Meldepflichten für gesicherte Reserven entfallen. Ferner haben wir erstmals 599 Mio. boe gesicherte Reserven eingerechnet, die auf die künftige Produktion entfallen und im Betrieb verbraucht werden (z. B. als Brenngas). Zu guter Letzt reflektieren die Gesamtaufstockungen einen positiven Nettoeinfluss aus Rohstoffpreisänderungen von rund 260 Mio. boe gesicherter Reserven.
Die Reservenaufstockung in 2009 enthält auch Aufstockungen aus neuen Feldern im Gorgon Flüssiggasprojekt in Australien, aus Tiefwasservorhaben im Golf von Mexiko (Perdido und Auger), aus dem BC-10 Offshore-Projekt in Brasilien und aus einer Ausweitung des Synthetikölprojekts am Muskeg River in Kanada. Die Aufstockungen gesicherter Reserven erfolgten über das globale Shell Portfolio in Nigeria, Niederlande, Katar, Kasachstan, China, Malaysia und Russland.
Ende 2009 beliefen sich die gesicherten Nettoreserven, die auf Shell Aktionäre entfallen, auf 14,1 Mrd. boe, eine Zunahme von 2,2 Mrd. boe gegenüber Ende 2008, einschließlich synthetischem Rohöl und nach Berücksichtigung der Produktion 2009. Infolgedessen hat sich die Reserves-to-Production-Ratio von Shell von 10,0 Jahren Ende 2008 auf 11,9 Jahre Ende 2009 erhöht. Weitere Informationen sind unserem Jahresbericht und dem bei der SEC hinterlegten 20F-Bericht zu entnehmen.

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