1. 2022年第3四半期は、前期に対して原油価格の下落がみられたものの、ガス部門における会計上の影響により損失を計上したbpを除き、ガス価格の高騰に支えられ高収益の決算発表となった。下流部門の利益は高水準を維持、さらにLNG・天然ガス事業が好調で全体の収益を押し上げた。ExxonMobilは前年同期比の3倍、四半期ベースで197億ドルの過去最高益となった。
2. 赤字決算のbpを除き、前期と同水準の高いFCF（フリーキャッシュフロー）を確保した。bpを含め全メジャーが株主に対する還元策として増配や自社株買いを継続する。
3. 設備投資額については、上流・LNG事業及び再生可能エネルギー事業を中心に、全メジャーが前年を上回るペースとなった。ExxonMobilの1月～9月までの3四半期累計設備投資額は前年同期比4割増の152億ドル、通年計画では210～240億ドルとなる見通し。Shellは2022年9月までに前年同期比3割増の175億ドルの設備投資を行い、2022年通年は230～270億ドル規模を見込む。
4. 高油・ガス価格を背景に得られたキャッシュフローにより、全体的に設備投資の意欲を高めているが、具体的に新たな上流事業に対する投資戦略が示されたわけではなく、既存事業の拡充の範囲に留まっているとみられ、どこまで将来の生産維持・拡大につながるか不透明である。

2022年第3四半期において、高油・ガス価を背景に244億ドルの事業キャッシュフローを創出し、前期の179億ドルを上回る197億ドルの過去最高益を達成した。そのうち上流部門は124億ドルで全体の6割を占め、うち米国内4分の1、その他地域4分の3であった。最高益の理由について、天然ガス価格の米国を含めた世界的な高騰、また石油製品及び石油化学の販売増加、またコストコントール力と説明した。

同社のWoods CEOは、「我々は、世界が必要としているエネルギー及び製品を生産するという役目がどれほど重要なのかをしっかり理解している。パンデミックの中でさえも投資を継続させ、消費者が求める生産量を満たしてきた。こうした努力が最高益につながった。同時に、我々は最大規模の二酸化炭素の貯留（CCS）事業を進め、世界中の産業分野の顧客に対して競争力の高い排出削減サービスを提供していく」と述べ、上流分野だけでなく二酸化炭素削減に向けたCCS事業化にも強い意欲を示した。

同社の今期フリーキャッシュフローは前期を上回り210億ドルに達し、配当水準（今期0.91ドル／株、前期0.88ドル／株）を0.03ドル／株引き上げた。同社は40年連続で年間配当を増額している。今期は、配当に37億ドル、自社株買いに45億ドルを充て、株主還元額は総額82億ドルに上る。また自社株買いについては、2022年はこれまでに105億ドルを実施し、2023年末までに総額300億ドルを計画している。

設備投資額について、今期は57億ドル、1月から9月までの3四半期累計では前年同期比4割増の152億ドルとなっている。2022年通年ではガイダンスに沿って210～240億ドルを計画している。

今期の石油換算生産量は日量371.6万バレルで前期の日量373.2万バレルに比べて微減となったが、ガス価格の上昇、米国のPermian盆地及び南米のガイアナからの生産量増加が増収につながった。Permian盆地における生産量は、石油換算で日量56万バレルと過去最高水準に達しているほか、ガイアナの生産量も、今期においてLiza Phase 1及び2事業が能力以上の生産を達成したこともあり、石油換算で日量36万バレル近くまで増加した。ガイアナにおいては近年、急ピッチで能力拡大が進められており、当期実績として、Stabroek鉱区において新たにSailfin-1とYarrow-1で油が発見された[1]。次のPayara拡張事業、その次のYellowtailの拡張は各2023年、2025年の生産開始を計画し、2030年までに日量100万バレルの生産量を目指す。

その他新たなLNG供給源として、同社は10月初め、モザンビークCoral South Floating LNGの生産を開始した。

第3四半期発表では、ロシアのサハリン1からの撤退に関して触れており、同社は国際的な制裁により事業を継続できずに34億ドル規模の減損計上を行っているが、ロシア政府及び権益パートナーと協議して円滑な撤退を進めていくと説明した。その一方で、10月初めに発令されたロシア大統領令はPS契約が定めるところの同社サハリン1の権利を侵害し、また撤退プロセスを妨げたと指摘。これ以上の撤退にかかわる損失を望まないことを表明した。

低炭素事業としては、ExxonMobilは、米国の肥料メーカーのCFIndustriesと中流事業者であるEnLinkと提携して、米国ルイジアナ州での年間2百万トンの二酸化炭素を回収・地下に圧入する大規模なCCS事業を行い、その二酸化炭素の地下貯留を担うことを発表した[2]。同事業は、2025年初めまでの操業開始を目指し、2050年までのルイジアナ州目標のネットゼロを支援する。今年8月に米国で成立したインフレ削減法が追い風となる。

（高木）

2022年第3四半期は、エネルギー市場におけるボラティリティの高まりの中でも、堅調な業績を記録した。前期に対して原油価格は下落したものの、ガス価格は前期を上回る水準で推移したことにより、事業キャッシュフローは125億ドル、純利益は67億ドルを達成した（第2四半期は、原油価格の高騰により事業キャッシュフロー187億ドル、純利益180億ドル）。今期のフリーキャッシュフローは135億ドルとなり、前期と同水準（0.25ドル/株）の配当を行うとともに、2022年第1～3四半期において総額145億ドルの自社株買いプログラムを完遂したと発表。これに加え、2022年第4四半期中に追加で40億ドルの自社株買いを実施するほか、取締役会の承認を条件に2022年第4四半期の配当を15%増加させることで、更なる株主還元を行う旨、発表した[3]。

今期の石油換算生産量は日量276.6万バレルとなり、前期比4.5%程度の減少となった。主な要因としては、西シベリアでGazpromNeftとのジョイントベンチャー事業として推進していたSalym油田開発事業からの生産分が計上されなくなったことのほか、一部事業の生産が予定外に遅延したこと等によるものである。

主要な天然ガス関連事業の進捗としては、7月5日にカタールにおけるNorth Field East拡張事業（NFE事業）のパートナーとして選定されたと発表した[4]。同事業は、これまでのLNG事業で最大のものであり、計4トレーンで年3,200万トンのLNGを生産する計画である。Shellは、他4社とともに、NFE事業の25%権益を保有するJVに参画。JVへの参画比率は、TotalEnergies、ExxonMobil及びShellがそれぞれ25%（NFE事業権益の6.25%）、Eni及びConocoPhillipsがそれぞれ12.5%（NFE事業権益の3.125%）であり、QatarEnergyが事業全体の75%権益を保有する。また、7月25日には、Shellの関連会社であるBG International Limitedを通じて参画する英領北海におけるJackdawガス田の開発に係る最終投資決定（FID）を行った[5]。同事業は2020年代半ばに生産開始が見込まれ、ピーク時には英領北海におけるガス生産量見通しの6%を占めると期待されている。同ガス田からの生産は海底機器により、Shellが保有する既存のShearwater Gas Hubに繋ぎ込まれる計画である。9月5日には、Shellのマレーシア現地法人Sarawak Shell Berhad（権益比率80%、オペレーター）と同国のPETRONAS Carigali Sdn Bhd（権益比率20%）が参画するマレーシアサラワク州におけるRosmari-Marjoramガス事業に係るFIDを行った[6]。同事業は、サラワク州ビントゥル沖合約220キロメートルに位置するガス田群から、主にPETRONAS LNG向けに天然ガスを供給する予定であり、2026年に生産開始、ピーク時には日量8億立方フィートの生産量に達する見込みである。洋上プラットフォームの操業には、太陽光発電による再生可能エネルギーを使用するとしており、操業時の温室効果ガス排出削減に取り組んでいる。

再生可能エネルギー関連では、4月29日に発表したインドにおける再生可能エネルギー事業を推進するSprng Energy groupの買収を8月9日に完了した[7]。これは、子会社のShell Overseas Investment B.V.がActis Solenergi Limited（Actis）と、同社が保有するSolenergi Power Private Limitedの100%株式を15.5億ドルで取得する契約を締結し、これを通じてSprng Energy groupを買収したものである。Sprng Energy groupは、インドにおいて2.9ギガワット（稼働中2.1ギガワット、契約済0.8ギガワット）の太陽光及び風力発電設備を有し、今後7.5ギガワットの追加投資計画を有する。Sprng Energy groupの買収は、インドにおける統合的なエネルギートランジションを推進するとともに、Shellが現在保有する再生可能エネルギー発電容量を3倍に引き上げ、2050年までにエネルギー事業におけるネットゼロの収益化を図る同社の目標達成に寄与するものとされている[8]。また7月6日には、再生可能エネルギーを利用した欧州最大規模となる電解装置による水素製造事業へのFIDを決定した[9]。Shellの子会社であるオランダ法人2社は、ロッテルダム港内Tweede Maasvlakteに200メガワット級の電解装置を建設し、日量6万キログラムのグリーン水素を2025年から製造する予定。同事業は稼働開始時点で欧州最大のグリーン水素製造事業となる見込みであり、供給される再生可能エネルギーは、Shellも一部参画するHollandse Kust（noord）風力発電事業によるものである。

（鑓田）

2022年第3四半期において、bpは83億ドルの事業キャッシュフローを創出した。高油ガス価及び好調なトレーディングを背景に記録した前期の109億ドルからは減少したものの、前年同期（60億ドル）を上回る水準を確保した。純利益については、今期は22億ドルの損失を計上（前期は93億ドルの黒字）。これは、主に天然ガスに関する在庫保有損失に起因するものであり、天然ガスの先物理論価格（forward gas prices）の更なる上昇に関する会計上の影響が含まれている。アンダーライイング・リプレースメント・コスト利益では、ガス価格の上昇により精製マージン（利ざや）の低下の影響を相殺し82億ドルを確保した。これは14年ぶりの高水準を記録した前期の85億ドルと同程度の水準であり、前年同期（33億ドル）の2倍以上に相当する。こうした四半期決算状況を反映し、同社は前期と同水準にあたる6.006セント/株で配当を行うとともに、第4四半期決算発表前に追加で25億ドルの自社株買いを実施する旨発表。これにより2022年における同社の自社株買い総額は85億ドルに達し、同年の余剰キャッシュフローのうち60%以上を自社株買いに向ける。前期決算発表に引き続き、バランスシートの健全化に努めつつ、株主への還元を行う方針を明確に打ち出している[10]。

今期の石油換算生産量は日量229.8万バレルとなり、前期比4.5％程度の増加となった。これは、天然ガス生産量の増加（前期：日量19.6億立方フィート、当期：日量20.8億立方フィート）の影響によるものである。

最近の石油天然ガス関連事業の進捗としては、8月2日に同社とEniが共同で出資するアンゴラにおけるジョイントベンチャー企業Azule Energyの設立が正式に承認された。同JVは、アンゴラにおける両社の石油・天然ガス上流、LNG及び太陽光発電事業を統合する目的で2021年5月に設立の意向が発表され、今般、設立に関する政府の許認可を取得した。同JVはアンゴラにおける最大の独立系生産者となり、計16のライセンスにおいて石油換算で20億バレル以上のネット埋蔵量を有し、今後5年間の石油換算生産量は日量25万バレル程度に達する見通しである[11]。また、9月7日には、bpがアルジェリアで保有する生産中の天然ガス資産、In Amenas及びIn Salahコンセッションを含む同国の上流資産をEniに売却すると発表。bpは同コンセッションにそれぞれ33.15%及び45.89%の権益比率で参画、オペレーターはbp、Equinor及び同国国営企業のSonatrachによるJVが務めている。パートナー各社及びアルジェリア政府に対して売却の意向は通知済みであり、今後、パートナーによる先買権行使のプロセスや政府承認の取得が売却の前提となる[12]。

このほか、bpは7月28日に、スペイン及びポルトガルで再生可能エネルギーの発電事業や配送電事業を行うIberdrola社との間で戦略的協力関係構築の意図を発表。両社は輸送部門及び産業部門における脱炭素化を推進するため、スペイン及びポルトガルにおける11,000か所の電気自動車急速充電設備の導入を目的に、共同で10億ユーロを上限に投資を行う計画のほか、スペイン、ポルトガル及び英国に大規模なグリーン水素製造拠点を整備し、年産60万トンを目指すことを発表した[13]。また、8月1日には、同社のCastrol事業の本社がある英国Pangbourneにおいて、電気自動車向けバッテリー試験センター及び分析研究所を2024年に開設することを目指し、5000万ポンドを投資することを発表[14]。今回の投資発表は、2030年までに英国において北海油ガス田・洋上風力・電気自動車充電設備・水素・CCSなどの分野に対して180億ポンドを拠出するという本年5月に発表した方針[15]の一環である。

（鑓田）

2022年第3四半期は、他社同様、153億ドルの事業キャッシュフローを創出し、純利益は前期の116億ドルに続き今期も112億ドルと好調を維持した。また、前年同期に比べると当期純利益は約2倍に増加した。今期のフリーキャッシュフローは109億ドルで、そのうち配当額として27億ドル、自社株買いとして37.5億ドルを行って株主還元に総額65億ドルを充て、また負債引き下げにも25億ドルを充当した。

設備投資額は、前年同期比28億ドルに対して今期は39億ドル、また9月までの2022年は米国の再生エネルギー企業（Renewable Energy Group社）を買収したことで計126億ドル、昨年同期比50％増である。

2022年第3四半期において、同社は、“高利益（Higher return）”と“低炭素（Lower Carbon）”の双方追求を目標に、その行動指針として3つ、（1）2020年代半ばにおける設備投資した分のリターンを追求、（2）各期50億ドル以上の株主還元、さらに（3）自社の従来の投資分野と新たなエネルギー分野の双方拡大を追及することを示す。また財務上の優先順位は、まず配当金の引き上げ、次に前出（3）の伝統的な分野と新エネルギーへの投資、健全なバランスシートの維持で、4つ目に自社株買いであると説明した。

石油・天然ガス生産量は、タイ及びインドネシアでの油ガス田の利権終了に伴い減少したが、米国ではPermian盆地での増産により、石油換算生産量は前年同期比12％以上の増加となる日量70万バレル超の水準となったことに加え、メキシコ湾で天候不良による生産障害がなかったため、全体では同年前期の水準を維持した。

第3四半期は夏季休暇シーズンとも重なり、Chevronによる目立った進捗報告はみられなかったが、2022年下期のこれまでのプレスリリースにおいてそのほとんどがトランジションエネルギーに関する発表であった。本邦企業との提携も複数みられ、三井石油開発との日本における地熱資源の開発に関して、同社が保有する高度な技術であるAdvanced Closed Loop（ACL）を適用した将来におけるパイロット事業実施の可能性調査、そして世界適用に関するポテンシャル調査が発表された[16]。またJERAとの間でもアジア太平洋及び米国における低炭素事業であるCCUS及び新技術等の商業化に関して協力関係を構築したことを発表した[17]。

LNG出荷において、東南アジア3か国でのエネルギー効率化によって二酸化炭素排出分を完全に相殺したLNGカーゴ（Offset-Paired LNG）が西豪州のGorgon事業から初出荷された。

（高木）

TotalEnergiesの2022年第3四半期決算は、ロシアによるウクライナ侵攻を受けたガス価格の高まりにより、統合ガス・再生可能エネルギー・電力部門（iGRP部門）が好調だったことを受け、178億ドルの事業キャッシュフローを創出。ロシア事業関連で31億ドルの評価損を計上したものの、66億ドルの純利益を達成した。iGRP部門単体での営業純利益は、平均LNG販売価格が前期比50%以上増加したことや、好調なトレーディングを背景に前期より11億ドル増加し、今期は過去最高の36億ドルに達した。TotalEnergies全体での今期のフリーキャッシュフローは64億ドルとなり、同社は前期と同水準（0.69ユーロ/株、前年同期より5％増）で配当を行うとともに、2022年12月には中間特別配当として1ユーロ/株を行い、株主への還元を進めている[18]。

今期の石油換算生産量は日量266.9万バレルとなり、前期比2.5%減、前年同期比で5%の減少となった。主な要因として、豪州イクシスLNG事業における定期点検、カザフスタン カシャガン油田におけるガス漏洩への対処を理由とした計画外点検による生産減少が挙げられる。減少した生産量の一部は、ナイジェリアにおけるIkike油田、ブラジルにおけるSepia油田及びAtapu油田からの生産開始や、Mero 1事業からの生産増加により相殺された。

今期における石油・天然ガス上流事業の進捗としては、新規生産開始（ナイジェリア Ikike油田）、開発に係る最終投資決定（アンゴラにおける石油・ガス・太陽光発電の3事業、アルゼンチンにおけるFenicガス田）、探鉱井掘削による新規構造発見（キプロス洋上Block6）、生産物分与契約の延長又は新規締結（アルジェリア陸上Block 404a及び208、オマーン陸上Block11）、資産売却（ロシアTermokarstovoyeガス田、イラクSarsang油田）など、多くの動きがみられた。特に開発に係る最終投資決定は既存施設を活用し、開発費を抑制する形で事業化を追求しているほか、探鉱活動においても既存事業の知見やアナロジーが適用できる鉱区や地域を対象とするなどの特徴がある。

• 7月19日：アルジェリア東部のBerkine盆地陸上Block 404a及び208を対象とした25年間の延長生産物分与契約（PSA）を、TotalEnergies、Sonatrach、Occidental、Eniとともに締結。当該契約は、2019年に公布された新炭化水素法に基づき発行され、同法の求めにより、追加的な液体炭化水素の開発には炭素強度削減が求められることとなっている。これについてTotalEnergiesの探鉱・生産部門中東北アフリカ担当SVPのLaurent Vivier氏は、新法の求めはカーボンフットプリントを最小化しつつ、低コスト原油を開発するという我々の企業戦略と合致していると述べている[19]。
• 7月20日：パプアニューギニアにおいてTotalEnergiesがオペレーターを務めるPapua LNG JVは、同LNG事業に係る上流生産施設のFEEDを開始したと発表。これと並行して、液化施設のスタディも開始されており、2022年第4四半期に事業全体のFEEDを開始することを目標としている。最終投資決定は2023年末頃、生産開始は2027年末を目指している[20]。
• 7月25日：ナイジェリアOML99鉱区（TotalEnergies 40%オペレーター、ナイジェリア国営石油会社NNPC 60%）に位置するIkike油田からの生産開始を発表。同油田は沿岸から12キロメートル、水深約20メートルに位置し、既存のAmenam洋上施設にパイプラインで繋ぎ込み、ピーク時の生産量は日量50,000バレルを見込んでいる[21]。
• 7月28日：TotalEnergiesは、アンゴラにおける石油・ガス・太陽光発電の3事業を発表し、複合エネルギー戦略を打ち出した。アンゴラ沖合150キロメートルに位置するBlock 17/06における初となるBegonia油田開発事業の最終投資決定を行った。同油田から5坑の生産井をBlock17で操業中のPazflor FPSOに繋ぎ込み、2024年末までには日量30,000バレルの生産を予定している。また、アンゴラ初となるQuilumaガス田及びMaboqueiroガス田から生産される非随伴ガスを用いたNon Associated Gas 1（NAG1）事業の最終投資決定を実施。TotalEnergiesはNAG1の11.8%権益を保有し、オペレーターを務めるEni（25.6%）、Chevron（31%）、同国国営石油会社のSonangol（19.8%）及びbp（11.8%）とともに事業を推進し、2026年中ごろの生産開始を予定している。これに加え、アンゴラにおいてTotalEnergiesが初めて参画する太陽光発電事業となるQuilemba事業の最終投資を決定。2023年末までの操業開始を目指し、TotalEnergiesが51%、Sonangol EPが30%、Angola Environment Technology（Greentech）が19%の事業権益を保有し、アンゴラエネルギー・水資源省とともに事業を進めている[22]。
• 8月22日：TotalEnergies（50%）及びEni（50%オペレーター）が参画するキプロス洋上Block6で掘削した探鉱井Cronos-1において、複数の良好な炭酸塩岩の貯留層を発見し、ネット層厚は260メートルを超えると発表した。今次発見は、同鉱区において2018年に掘削した探鉱井Calypso-1に次ぐものであり、追加埋蔵量の獲得を目指し予定されている他の探鉱井の掘削結果を受けて、最適な開発計画を検討する予定としている[23]。
• 8月26日：ロシアTermokarstovoyeガス田を操業するTerneftegazの49%権益をNovatekに売却する契約を締結。ロシアによるウクライナ侵攻を受け、TotalEnergiesは3月22日にロシア関連事業に関する指針を発表。欧州による対露制裁を厳格に順守するとともに、欧州のエネルギーセキュリティに貢献しない事業を段階的に停止するとしている。これを受け、ロシア国内向けに原油を供給するKharyaga油田の20%権益を7月6日にZarubezhneftに対して売却し、同権益移転は8月3日に完了した。国内向けに天然ガスを供給するTermokarstovoyeガス田についても、7月18日にTerneftegazの49%権益を既往投資額の回収を可能とする経済条件のもとNovatekに売却することに合意し、ロシア政府当局の権益売却に係る手続きを実施していた[24]。
• 9月15日：イラクのクルディスタン地域のSarsang油田における18%権益について、ShaMaran Petroleum Corp.（カナダ及びスウェーデンに上場、クルディスタン地域における探鉱・開発に特化）に155百万ドルで売却した。今後の生産量及び原油価格によっては、追加で15百万ドルの対価が支払われる条件となっている。同油田は2011年に発見され、TotalEnergiesの持ち分生産量は2021年において約日量3,500バレルであった[25]。
• 9月16日：オマーン陸上Block11における探鉱・生産物分与協定（EPSA）を、Shell（67.5% オペレーター）、TotalEnergies（22.5%）、オマーン国営石油会社OQ（10%）とともに同国のエネルギー・鉱物資源省と締結した。第一弾の探鉱活動として、2022年終わりから地震探査データの収録を行い、探鉱井の掘削は2023年を予定している[26]。
• 9月19日：アルゼンチン南部Tierra del Fuegoの沖合約60キロメートルに位置するFenicガス田開発について、TotalEnergiesは最終投資決定を行った。TotalEnergiesは関連会社を通じ、同事業のオペレーターとして権益の37.5%を保有し、WintershallDea（37.5%）及びPan American Sur（25%）とともに事業を推進。同ガス田は、水深70メートルに位置する無人のプラットフォームから掘削される3坑の水平坑井により開発される予定であり、生産されたガスは35キロメートルのパイプラインにてTotalEnergiesが操業するVéga Pleyadeプラットフォームに繋ぎ込み、さらに同社が操業する陸上のRio Cullen and Cañadon Alfaプラントにおいて処理される予定。開発費総額は706百万ドルを見込み、生産開始は2025年初。ピーク時生産量は日量1,000万立方メートル（石油換算で日量7万バレル）を見込む[27]。
• 9月24日：カタールにおけるNorth Field South LNG事業について、TotalEnergiesは初の国際パートナー企業としてQatarEnergyに選出され、年間液化容量1,600万トンを予定する同事業の9.375%権益（年150万トン）を取得することで合意した。年間液化容量3,200万トンのNFE事業参加権益6.25%相当（年200万トン）と合わせ、2028年までにTotalEnergiesは世界のLNGポートフォリオに年350万トンを追加的に供給する見込み。なお、両事業の完遂により、カタールのLNG年間液化容量は4,800万トン追加され、2028年までに年1億2,600万トンの輸出が可能となる予定である[28]。

また、CCS関連事業の進捗は以下のとおりであり、事業化に向けた取組を一段と加速している。

• 8月24日：TotalEnergiesが豪州で参画するBonaparte CCS Assessment JV（INPEX 53%オペレーター、TotalEnergies 26%、Woodside（21%））は、温室効果ガス貯蔵評価許可（Greenhouse Gas Storage Assessment Permit）を取得し、豪州北西部沿岸G-7-AP鉱区において、二酸化炭素貯留に係る地質評価作業を2023年から開始する予定。同事業は、INPEXが66.245%権益を保有しオペレーターとして推進し、TotalEnergiesも26%権益を保有し当初から参画中のIchthys LNG事業から排出される温室効果ガスを相殺することを目指しており、TotalEnergiesのCCS事業開発を推進するという事業方針と完全に一致していると発表している[29]。
• 8月29日：ノルウェーのNorthern Lights Projectにおいて、世界初となる越境二酸化炭素輸送・貯蔵（CCS）事業に係る商業協定に署名。2025年はじめより、オランダのアンモニア及び肥料製造事業であるYara Sluiskilにおいて、年間80万トンの二酸化炭素を回収・圧縮・液化し、ノルウェーのNorthern Lightsサイトにおいて海面下約2,600メートルの地層に永久的に貯蔵する[30]。

このほか、8月23日に英国スコットランド初となるSeagreen大規模洋上風力発電事業について、初期のタービン群114基が稼働を開始。海底着床式で世界最深となる水深59メートルにタービンを設置した。事業費総額43億ドルを投じ2023年前半までに1,075メガワットの発電容量を達成する見込みである[31]。

（鑓田）

2022年第3四半期は、前期に対して原油価格の下落がみられたものの、ガス部門における会計上の影響により損失を計上したbpを除き、ガス価格の高騰に支えられ高収益の決算発表となった。今期における原油価格（Brent）は、平均で101ドル／バレルと、前期の114ドル／バレルから低下した。これは世界経済成長見通しの不確実性と、特に中国における新型コロナウイルス感染症関連の都市封鎖（ロックダウン）による同国の経済減速、石油需要見通しの下振れ懸念等によるものである。他方、石油製品については、特に欧州市場でロシア産の留出油供給が減少し、欧州の在庫ハブであるARA（Amsterdam-Rotterdam-Antwerp）の在庫水準の低下等から、価格は上昇傾向にあった。天然ガス価格については、特に欧州市場向けのロシア産パイプラインガスの供給が減少したことにより、今期のTTF平均価格は前期のそれと比べて92%の上昇を示し、価格の高騰に見舞われた。また、米国Freeport LNGにおける供給障害の影響もあり、LNG市場の需給が一層ひっ迫したことも、世界的に天然ガス価格を高騰させる要因となった。

こうした状況を受け、下流部門の利益は高水準を維持、さらにLNG・天然ガス事業が価格の高騰を背景に全体の収益を押し上げた。ExxonMobilは前年同期比の3倍、四半期ベースで197億ドルの過去最高益となった。ガス部門における会計上の影響により損失を計上し赤字決算となったbpを除き、前期と同水準の高いFCF（フリーキャッシュフロー）を確保した。また、bpを含め全メジャーが株主に対する還元策として増配や自社株買いを継続した。

設備投資額については、上流・LNG事業及び再生可能エネルギー事業を中心に、全メジャーが前年を上回るペースとなった。ExxonMobilの設備投資額は今期においては57億ドル、1月から9月までの3四半期累計では前年同期比4割増の152億ドルに達した。2022年通年ではガイダンスに沿って210～240億ドルを計画している。Shellは2022年9月までに前年同期比3割増の175億ドルの設備投資を行い、2022年通年は230～270億ドル規模を見込む。高油・ガス価格を背景に得られた潤沢なキャッシュフローにより、全体的に設備投資の意欲を高めているとみられるが、具体的に新たな上流事業に対する投資戦略が示されたわけではなく、既存事業の拡充の範囲に留まっているとみられ、どこまで将来の生産維持・拡大につながるか不透明である。

2023年にわたり世界経済成長見通しの不確実性はあるものの、2022年第4四半期以降も原油価格はOPECプラス産油国による日量200万バレルの大規模減産決定のほか、12月5日から導入されるロシア産原油の禁輸の影響に下支えされ、現在の価格水準あるいはそれを上回る水準で推移する可能性があるとみられる。また、石油製品価格についても、ロシア産石油製品の禁輸が2023年2月より導入されることを受け、特に欧州市場における留出油に対する需要が引き続き堅調に推移するとみられることから、精製マージンを維持し中下流部門の収益に貢献するとみられる。さらにガス価格についても、欧州においてロシア産パイプラインガスを代替する需要は引き続き堅調であり、輸入LNGに対する需要を高めることで、世界的に価格水準が維持されるとみられることから、各社の次期四半期決算及び2022年通年の決算は堅調に推移する蓋然性が高いと考えられる。

（鑓田）

以上

（この報告は2022年11月14日時点のものです）