Shell cerró el cuarto trimestre de 2025 con un beneficio neto de 3.300 millones de dólares, una cifra inferior a los 3.500 millones que preveían los analistas. Este resultado representa su nivel más bajo de ganancias desde inicios de 2021. Los factores importantes detrás de este retroceso fueron la debilidad de los precios del petróleo y del gas, además del bajo desempeño de su unidad de productos químicos.
La división química, en particular, registró pérdidas mayores a las proyectadas, lo que contribuyó a un panorama general más débil. Por su parte, las unidades de gas integrado y marketing tampoco lograron alcanzar los objetivos previstos por el mercado.
Durante el trimestre, los futuros del Brent promediaron 63 dólares por barril, muy por debajo de los 74 dólares registrados en el mismo periodo del año anterior. En el mercado del gas, el contrato TTF (referencia europea) promedió 30 euros por megavatio-hora, comparado con 43,3 euros un año antes, estas caídas impactaron directamente el margen operativo y, por ende, las ganancias Shell en el trimestre.
La unidad de productos químicos continuó enfrentando condiciones desafiantes en el mercado global. Shell ya había advertido sobre la presión en este segmento debido a la debilidad del petróleo y a una demanda reducida en productos industriales, lo que se reflejó en resultados más bajos de lo esperado.
Pese al retroceso en los resultados financieros, la empresa mantuvo firme su compromiso con los accionistas, confirmó la continuidad de su programa trimestral de recompra de acciones por 3.500 millones de dólares. Además, elevó su dividendo un 4%, hasta los 0,372 dólares por acción.
En los últimos cuatro trimestres, la combinación de recompras y dividendos ha representado el 52% del flujo de caja operativo de la compañía, superando el rango objetivo establecido entre 40% y 50%. La directora financiera, Sinead Gorman, reafirmó que ese rango móvil de pagos sigue siendo un pilar fundamental de la política financiera de la firma.
Shell ha recomprado cerca del 25% de sus acciones en los últimos cuatro años, lo que equivale a aproximadamente 60.000 millones de dólares, solo en 2025, la cifra asciende a 14.000 millones. Esta política la alinea con gigantes como Exxon, que en el mismo año distribuyó 17.200 millones en dividendos y ejecutó recompras por 20.000 millones. En contraste, Equinor optó por recortar su programa de recompra en un 70%.
Mientras Exxon continúa con un enfoque agresivo de recompra de acciones, otras empresas como la noruega Equinor han adoptado estrategias más conservadoras ante la previsión de exceso de oferta de petróleo y gas natural licuado en el mercado. Shell, por ahora, se mantiene en la línea de priorizar retornos directos a sus accionistas, incluso en un entorno de beneficios reducidos.
Uno de los aspectos que ha llamado la atención de los analistas es la disminución en la vida útil de las reservas probadas Shell, que pasó de 8,9 años a 7,8. Este dato, según el equipo de análisis de RBC, podría presionar a la empresa para acelerar su estrategia de adquisiciones con el fin de reforzar su cartera de activos.
Con esta perspectiva, se espera que Shell revise su posicionamiento estratégico para asegurar la sostenibilidad de sus operaciones más allá del corto plazo.
A pesar de todo, el flujo de caja operativo alcanzó los 9.440 millones de dólares en el trimestre, superando las expectativas del mercado (7.870 millones), aunque sigue por debajo de los 13.160 millones registrados un año antes. Shell ya ha logrado recortar 5.100 millones en costes, dentro de su plan de reducción de entre 5.000 y 7.000 millones hacia 2028.
La combinación de disciplina financiera, retorno al accionista y alerta sobre las reservas posiciona a Shell en un punto de equilibrio delicado: sostener beneficios en el presente sin comprometer su capacidad futura de producción.
Equinor y Eneco cerraron un acuerdo de suministro de gas natural por cinco años que garantizará el envío de 500 millones de metros cúbicos anuales a los Países Bajos, las entregas comenzarán este 1 de febrero a través de la red de gas neerlandesa. El punto clave: se trata de gas con una menor huella de gases de efecto invernadero, proveniente de la plataforma continental noruega, una de las más eficientes de Europa en términos ambientales.
El contrato también incluye garantías de origen a través de la plataforma Attributes SAS, lo que permitirá a Eneco reportar una reducción de más del 10 % en sus emisiones de CO₂. La empresa, con presencia en Países Bajos, Bélgica, Alemania y Reino Unido, considera este paso como parte de su plan “One Planet” para alcanzar la neutralidad climática, sin dejar de reconocer que el gas seguirá siendo necesario durante la transición.
El Proyecto Gorgon, uno de los mayores desarrollos energéticos de Australia, alcanzó su envío número 2000 de gas natural licuado (GNL), marcando un momento crucial en su historia operativa. La carga fue transportada el 3 de febrero de 2026 por el buque Maran Gas Chios, asignado a Shell, desde la isla Barrow, este volumen consolida al proyecto como una fuente importante de suministro energético para Asia-Pacífico y un respaldo estratégico para la demanda local en Australia Occidental.
Desde su primera carga en 2016, Gorgon ha mantenido un flujo constante de exportaciones mientras abastece gas doméstico, la operación es liderada por Chevron Australia junto a empresas como ExxonMobil, Shell, Osaka Gas, MidOcean Energy y JERA, formando una de las alianzas energéticas más influyentes en la región. Su sostenibilidad operativa ha sido destacada por la seguridad y eficiencia en cada entrega.
Airbus firmó un acuerdo de energía limpia con TotalEnergies para abastecer con electricidad renovable sus principales plantas en Alemania y Reino Unido durante los próximos diez años. El suministro cubrirá cerca de la mitad del consumo eléctrico de estas instalaciones a partir de 2027 y provendrá de nuevos activos solares y eólicos con una capacidad de 200 MW. En total, se entregarán 3,3 TWh, con un perfil de carga base que garantiza energía constante.
Esta alianza fortalece la relación entre ambas compañías, que ya trabajan en conjunto para desarrollar combustibles sostenibles de aviación (SAF). Airbus busca aumentar el uso de renovables en sus operaciones industriales y avanzar en su hoja de ruta para reducir emisiones. Por su parte, TotalEnergies continúa ampliando su red de generación limpia en Europa, con más de 32 GW instalados y la meta de superar los 100 TWh anuales de electricidad para 2030.
Dos millones de barriles de crudo pesado venezolano están siendo enviados a España para ser procesados por Repsol, según registros de embarque recientes. Los cargamentos, negociados por la comercializadora Trafigura, salieron del puerto de José en Venezuela a bordo de buques tipo Suezmax y se dirigirán a refinerías como la de Cartagena, adaptadas para procesar este tipo de crudo. Este movimiento marca el retorno del crudo venezolano al país ibérico, tras casi un año de suspensión.
El reinicio de estas exportaciones fue posible luego de que Estados Unidos emitiera nuevas licencias para permitir la comercialización de petróleo venezolano, suspendida desde que se endurecieron las sanciones contra el gobierno de Nicolás Maduro. Empresas como Trafigura y Vitol aprovecharon la apertura para almacenar cargamentos en el Caribe y reactivar negocios con refinerías europeas y estadounidenses.
