1. 2023年第1四半期は、エネルギー市場におけるボラティリティとエネルギーセキュリティの高まりのなかでも、各社堅調な業績を記録した。資源価格の高騰により例外的な高収益を記録した2022年第3四半期以降、原油及び天然ガス価格の下落がみられ、各社の収益を押し下げる要因となったものの、ロシア産パイプラインガスを代替する欧州のLNG・天然ガス需要により、トレーディング事業が好調だったこと等が好調な決算に寄与した。
2. TotalEnergiesは、開発・生産段階における事業からの着実な生産増加のほか、資産買収による権益取得が奏功し、前期（2022年第4四半期はロシア法人であるNovatekの株式19.4%を持分法適用外としたことにより41億ドルの評価損を計上）に比べ当期純利益が拡大。
3. FCF（フリーキャッシュフロー）については、各社とも資源価格の下落を受け減少傾向となったものの、引き続き財務の健全化と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方針を発表。TotalEnergiesは第1回中間配当について7.25%の増配の0.74ユーロ/株とするほか、自社株買いについては、第2四半期に同社は20億ドル、Shellは40億ドル、Chevronは43.75億ドル、ExxonMobilは2023年中に最大で175億ドル、bpは2023年中に追加で17.5億ドルを行うと発表。
4. 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、資源価格に見合う水準での支出を継続。中期的な石油・天然ガス生産量維持に寄与する探鉱・開発案件への投資のほか、水素を中心とする低炭素燃料の供給インフラへの投資や、大型再生可能エネルギー事業への積極的な投資により、脱炭素化の要請に応える姿勢を見せている。
5. 低炭素エネルギーの投資先に関しては欧米で異なる傾向であり、米系メジャー系が水素生産、CCS、再生可能燃料（バイオディーゼル、リニューアブルガス）に絞っているのに対して、欧州メジャーは、加えて、従来から推進する太陽光や風力といった再生可能エネルギー及びその供給インフラの整備にも重点を置いている。

2023年第1四半期は、ポートフォリオ改善、コスト削減や効率化といった複数の要因により、107億ドルの高い事業キャッシュフローを創出し4期連続100億ドルを超える114億ドルの純利益を達成した。また、今期は、2022年第1四半期の純利益55億ドルに比較すると大幅な増益となった。増益理由は前年同期に比べて、販売量、マージンともに増大したエネルギー製品部門（主に、石化部門を除く石油精製・販売部門）が10倍以上の増益であったことが大きく影響し、上流部門は前年同期の45億ドルの純利益に対し4割増の65億ドルであった。2023年第1四半期の業績は、欧州のエネルギー分野における追徴課税2億ドル及び一部資産減損を含む特別損失が発生したものの、原油価格が比較的高水準で維持されたことや販売部門の好調さを背景に全般的に良好な結果が維持された。

高収益を受けて、ExxonMobilは引き続き株主還元策の拡大やバランスシートの改善を図っている。今期の配当水準（第2四半期配当金0.91ドル/株）は据え置いたが、2023年第1四半期は配当額38億ドル、また2023年内に計画する最大175億ドルの自社株買いのうち、第1四半期に43億ドルを実施、今期はあわせて総額81億ドルを株主還元に充当した。

財務面では、組織構造のスリム化等のコスト削減を実施し2023年は2019年比で90億ドルの削減目標のうちすでに累積72億ドルの削減を達成したと発表。さらに、純負債資本比率（Net debt to capital ratio）を前期5%から4%に引き下げ、バランスシートの強化を進めている。

第1四半期の設備投資は2023年通年で230～250億ドルの年次計画に沿った水準で63億ドル、前年同期の49億ドルに比べて大幅に増加した。

2023年第1四半期の石油換算生産量は日量383万バレルで前年同期比16万バレルの増加でサハリン1撤退に伴う生産減を除くと日量30万バレルの高成長であった。また、前四半期の日量382万バレルに比べ微増の結果であった。資産売却やサハリン1からの撤退による減少があったものの主に米国のPermian及び南米のガイアナからの生産量の増加が寄与した。

上流部門の業績としては、ガイアナで5つ目のプロジェクトとなる生産能力日量25万バレルのUaraプロジェクトの最終投資決定を行い、2026年生産開始を見込む[1]。下流事業に関してExxonMobilは、テキサス州メキシコ湾沿岸にあるBeaumont製油所の拡張工事が完了し、精製能力を日量25万バレル追加し操業を開始したと発表した。この生産増強が前述の下流部門の収益増加にも繋がった。同製油所全体の精製能力は日量63万バレルで米国最大規模であり、同製油所はPermianの原油を精製する。

低炭素ビジネスついて、ExxonMobilは2023年4月初めに投資戦略を発表[2]。また、同社は、大手産業用ガス会社のLinde（独）との間で、同社がテキサス州Beaumontで2025年に生産開始予定のクリーン水素生産設備から排出される二酸化炭素を、分離・輸送及び貯留するための長期契約を締結したと発表した。自社の水素生産に関してExxonMobilは、テキサス州Baytownでの大型の水素製造装置に関するFEED作業を開始し、またSKグループ（韓国）との間で生産するブルーアンモニアのオフテーク契約を締結したことを明らかにした。

なお、ExxonMobilは、いずれも正式な発表は行っていないものの、各国政府関係者からの情報に基づくニュースでは、上流権益の取得に向けた動きが報じられている。（1）3月初め、ExxonMobilはバングラデシュ政府及び国営石油会社Petrobanglaとの間で、ベンガル湾の大水深域及び浅海域の複数オープンエリアの取得に向けて交渉中[3]。（2）3月末、インドネシアのSKKMigas（Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities）は、ExxonMobilがマレーシア国営会社Petronasと提携し、同国のオープンエリアの探鉱活動を実施する協力協定を締結した[4]。（3）米国連邦政府BOEM（Bureau of Ocean Energy Management）が3月29日に実施したメキシコ湾リースセール259において、陸域に近い浅海域のオープンエリアに対して、前回のリースセール257に続きExxonMobilが大量の69鉱区に応札した（図1）[5]。将来のCCSに向けた先行的な動きとみられる[6]。さらに（4）4月初めWall Street Journal誌が、ExxonMobilが米国のシェール大手のPioneer Natural Resourcesとの間で買収に向けた予備的協議を行っていると報じた[7]。

2023年第1四半期は、エネルギー市場におけるボラティリティとエネルギーセキュリティの高まりのなかでも、堅調な業績を記録した。前期に対して原油及び天然ガス価格が下落したものの、各事業の操業が順調であったことや、操業コストが低下したこと、化学品・石油製品のトレーディングが好調であったこと等が好調な決算に寄与した。今期の事業キャッシュフローは142億ドル、純利益は87億ドルを達成し（2022年第4四半期は、事業キャッシュフロー224億ドル、純利益104億ドル）、フリーキャッシュフローは114億ドルとなった。潤沢なキャッシュフローを背景に、今期は前期と同様の0.2875ドル/株で配当を行うとともに、2023年第2四半期中に追加で40億ドルの自社株買いを実施する旨、発表した。これにより2023年上半期の株主還元は総額で120億ドル規模となる見込みである[8]。

今期の石油換算生産量は日量290.2万バレルとなり、前期比2.5%程度の増加となった。主な要因としては、豪州Prelude LNG事業における稼働時間が上昇したほか、その他上流事業における定期修繕が少なく、想定外の遅延なども発生しなかったことが挙げられる。

主要な石油・天然ガス関連事業の進捗としては、2月16日に米国メキシコ湾においてShellがオペレーター（63.11%権益を保有、この他Equinorが36.89%を保有）を務める浮体式生産設備Vitoから生産を開始したと発表。ピーク時には、石油換算で日量10万バレルの生産量を達成する見込みである。同事業は、当初の開発計画を見直すことで、事業期間全体の二酸化炭素排出量をおよそ80%抑制するほか、70%以上のコスト削減を実現している[9]。3月3日には、ロシアにおいてGazprom NeftとShell子会社のShell Salym Development B.V.が共同で実施するSalym油田開発事業からの撤退に必要な規制当局の承認を取得したと発表。これにより、同社持ち分をすべてGazprom Neftが取得することとなった[10]。また、3月15日には、マレーシアBaram Deltaにおけるノンオペ資産売却を完了[11]。本件は、2022年12月13日に発表したBaram Deltaにおける石油増進回収生産物分与契約の40%権益及び、SK307鉱区における生産物分与契約の50%を、Petroleum Sarawak Exploration & Production Sdn. Bhd.に売却することに合意したと発表[12]したものであり、保有資産の最適化を進めている。

製品のマーケティングに関しては、2月21日に再生可能天然ガス製造事業者であるNature Energy Biogas A/S（Nature Energy）の買収を完了したと発表[13]。本件は、2022年11月28日におよそ20億ドルで買収することに合意したと発表[14]しており、今般買収に係る一連の手続きが終了したもの。Nature Energyは、1979年に設立されたデンマークに本拠地を構える天然ガス配給事業者であり、2015年に同国初となる農業・工業・家庭廃棄物から再生可能天然ガスの生産を開始し、現在14か所の製造拠点を有する欧州最大の事業者である。また、同社のフィードストック供給網やパイプライン網、施設設計や建設のノウハウの取得を通して、様々な事業セクターのセットゼロ化を加速するための能力を強化することを狙いとしている。

2023年第1四半期において、bpは76億ドルの事業キャッシュフローを創出した（前期の136億ドルから減少）。純利益については、82億ドルの黒字を記録（アンダーライイング・リプレースメント・コスト利益では、37億ドルの税引き後調整項目と5億ドルの在庫評価損を考慮し、50億ドルと前期（48億ドル）を上回ったものの、高資源価格に支えられた前年同期（62億ドル）を下回る水準となった）。2022年第4四半期に比べ、原油及び天然ガス価格が下落したものの、天然ガス及び低炭素エネルギーを対象とした好調なマーケティング及びトレーディングが収益に貢献した。石油製品は、製油所マージン及び小売価格の低下の影響はあるものの、トレーディングが好調であった。こうした四半期決算状況を反映し、同社は前期と同等の6.61セント/株で配当を行うとともに、今期には24億ドルの自社株買いを実施した。同社は引き続き配当による株主還元を最重要点としており、Brent価格で40ドル/バレル、ヘンリーハブのガス価格で3ドル/百万Btuを損益分岐点とする優良資産によりこれを支えるほか、2023年を通じて余剰キャッシュフローの40%をバランスシートの健全化に充てる方針を継続するとしている。また、追加で17.5億ドルの自社株買いによる株主還元を実施する旨も併せて発表した[15]。

今期の石油換算生産量は日量232.9万バレルとなり、前期比2.8%程度の増加となった。2023年においては、米国メキシコ湾の中核事業であるMad Dog Phase 2の中核であるArgosプラットフォームからの生産を開始したと4月13日に発表[16]したほか、インド沖のKGD6-MJ事業の最終的なコミッショニング作業を実施中であり、2023年第2四半期中の生産開始を見込むこと等から、今後増加傾向となるとみられる。

最近の石油天然ガス関連事業の進捗としては、モーリタニア及びセネガル沖でbpがオペレーターを務めるGreater Tortue Ahmeyim （GTA） LNG事業向けの浮体式生産・貯蔵・出荷（FPSO）が、1月20日に中国啓東市の造船所を出港したと発表。同FPSOにより、天然ガスからコンデンセート、随伴水及び不純物を除去し、両国沖合10キロメートルに位置する浮体式液化天然ガス生産施設（FLNG）に原料ガスを供給する。GTA LNG事業の第1フェーズは、年間230万トンのLNGを生産する予定である[17]。また、2月27日にはGTA LNG事業の第2フェーズの開発コンセプトをパートナー間（bp、PETROSEN、Société Mauritanienne des Hydrocarbures （SMH）及びKosmos Energy）で確認し、Pre-FEEDに向けてコントラクターとの協議を実施していると発表。第2フェーズは重力ベース構造（GBS）を基本とし、液化能力は年間250～300万トンを想定している。また、電気駆動の液化設備を採用することで、操業時の温室効果ガス排出削減を図ることとしている[18]。

低炭素エネルギー事業の関連では、1月18日にドイツのヴィルヘルムスハーフェンにおける水素ハブ建設構想のためのアンモニア分解装置建設にかかる事業可能性調査を開始。当該事業は、世界からグリーンアンモニアを受入れ、2028年から年間13万トンの分解装置を稼働し、低炭素水素を製造することを目的とする[19]。bpの事業計画では、既存の港湾施設のほか、石油・天然ガス向けのパイプライン網を利用し、ドイツのルール地方及び他需要地に水素を輸送することとしている。2月28日には、スペインのバレンシア地方における低炭素グリーン水素クラスター計画（HyVal）を発表。2030年までに同社が保有するCastellón製油所に20億ドルを投じ、段階的に2ギガワットの電解装置を設置しグリーン水素を製造する拠点として整備するほか、同製油所におけるバイオ燃料製造能力をこれまでの3倍となる年間65万トンに引き上げる計画である[20]。

電力事業においては、米国オハイオ州におけるArche太陽光発電事業（134メガワット）の建設開始を1月10日に発表。同事業は、bpが掲げる2025年までに20ギガワット、2030年までに50ギガワットの再生可能発電容量目標の一環である。本事業は、米国の標準的な世帯2万戸分の年間電力消費量を供給。建設段階では新たに200人の雇用を創出し、電力サプライチェーン全体で3,000万ドル以上の収益が想定されており、これを地域の学校や公共サービスに還元する予定である[21]。また、1月23日には、ドイツ国内のライン－アルプス間600キロメートルの輸送街道（北海に面したベルギー及びオランダの港湾から地中海に面したイタリアのジェノアを結ぶ全長1,300キロメートルの一部）に、6基の大型電気トラック向け超急速充電器（300キロワット）を整備したと発表。出力300キロワットの超急速充電器は、1日あたり20台の大型電気トラックを充電する能力を持ち、45分間の充電で最大200キロメートルを走行することが可能である[22]。1月26日には、ノルウェーのEquinorとともに、米国ニューヨーク州沖合の洋上風力発電事業に応札した。同事業は、ロングアイランドの東沖およそ60マイルに、1,360メガワットの発電容量を備え、米国の標準的な世帯100万戸分の供給し、2030年までに電力需要の70%を再生可能エネルギーにより供給するというニューヨーク州の目標達成に貢献する方針である[23]。2月15日には、韓国のDeep Wind Offshore社と、同国における洋上風力発電事業に参画するための共同事業体（JV）を組成することで合意。これにより、Deep Wind Offshore社が有する朝鮮半島における初期段階の洋上風力資産（発電容量は最大6ギガワット）の55%を取得し、事業化を追求する[24]。同じく2月15日には、2030年までに米国における電気自動車充電設備に10億ドルを投資する旨発表[25]。自動車レンタル大手のHertzは、2024年末までに保有台数の4分の1を電気自動車とすることを発表しており、2022年にbpとHertzが締結した覚書[26]を拡大する形で、Hertzの主要拠点都市における急速充電設備の普及を進めるものである。また、3月2日には、スペイン及びポルトガルで電気自動車向けの公共充電設備の導入を進めるIberdrolaとの間で、輸送部門の脱炭素化を進めるための戦略的協働協定を締結し、2023年後半のJV設立と両国における11,000か所の急速充電設備投資に最大で10億ユーロを計画している[27]。

2023年第1四半期は72億ドルの事業キャッシュフローを創出し、純利益は前期64億ドル、2022年第1四半期63億ドルに比べ微増の66億ドルであった。わずかな増加に留まった背景は、石油製品のマージンが改善して精製・販売部門の利益が大きく伸び、上流部門の原油・ガス販売価格の低下の影響を相殺した結果であったためである。

Chevronは、3月の投資家向け年次発表及び4月の第1四半期財務発表において、今後も将来の供給拡大に向けて従来からのエネルギーへの投資を増やす一方で、投資の厳格化、アドバンテージなアセットの確保と財務体質の強化に努め収益性を高めるとともに、低炭素化にも取り組み、株主に収益を還元していく既定路線を改めて示した。

2023年第1四半期の設備投資額は、前年同期の28億ドルから39%増の39億ドル、主に米国における投資拡大である。2022年通年の設備投資額の実績が107億ドルに対して、2023年のそれは140億ドルの計画で、その後の2024～2027年の5年間の設備投資は130～150億ドルの範囲で計画されている。

設備投資を増やした影響で、2023年第1四半期のフリーキャッシュフローは前年同期の78億ドルから72億ドルに減少、そのうち配当に29億ドル、自社株買いに37.5億ドルの総額66.5億ドルを株主還元策に充当した。2023年第2四半期の自社株買いは、さらに増やし43.75億ドルを予定する。なお、配当に関しては1.42ドル/株からの6%増をすでに2023年初めに表明しており[28]、第2四半期の配当支払いは1.51ドル/株である。

今期の石油天然ガスの石油換算生産量は日量298万バレル、2022年第1四半期の日量306万バレルから3%減少した。タイErawanガス田のコンセッション契約終了が主因であった。上流部門の収益は、主に、石油・天然ガス生産量の減少及び価格下落を理由に、前年同期の69億ドルから減少し51億ドルとなった。

今期の上流事業の業績としては、メキシコ湾大水深でのMad Dog 2の生産開始、さらにベネズエラからの原油生産が開始し第1四半期中に米国に870万バレルを供給したことが挙げられる。また、米国連邦政府が実施したメキシコ湾リースセール259にて75か所の探鉱鉱区に応札し、現在最終的な政府承認待ちである。

3月の投資家向け年次発表によれば、Chevronは、今度5年間の生産計画は年率3%増で、主に米国のPermianとその他のシェールエリア、米国大水深のメキシコ湾、さらにカザフスタンTengiz油田からの増産見通しを有する。また戦略の柱として、LNGポートフォリオの拡充とトレーディングネットワークの拡充を掲げ、2020年代後半には、契約済みの欧州やアジア向けの米国産LNG及び保有する東地中海のガス田からのLNGの増大を目指す。

他方、低炭素事業に関しては、戦略投資先はリニューアブル燃料（バイオディーゼル燃料、リニューアブルガス）、CCUSによるCO2削減（米国、アジア太平洋）、水素事業の3本柱。CCUSや水素事業はまだ初期段階としつつも保有する既存の天然ガスバリューチェーンを活用した展開を軸に据える。第1四半期では、米国メキシコ湾沿岸ではBayou BendのCCS事業の規模を拡張し、米国最大規模に位置づけた[29]。さらに、Chevronは、長年の顧客であるJERA（日本）との間でも2022年11月のMOU締結に続き、米国および豪州におけるCCS事業の協力関係に向けたフレームワーク構築にMOUを締結したと発表し[30]、米国のみならずアジア太平洋地域での事業化促進を図っている。

TotalEnergiesの2023年第1四半期決算は、資源価格の下落により前期を下回ったものの、51億ドルの事業キャッシュフローを創出（前期は56億ドル）、フリーキャッシュフローは32億ドルとなった。同社は、2022年第4四半期にロシア法人であるNovatekの株式19.4%を持分法適用外としたことにより41億ドルの評価損を計上したが、今期においては、56億ドルの純利益（前期は33億ドル）を達成した。また、2023年第1回の中間配当について7.25%引き上げ、0.74ユーロ/株とするほか、2023年第2四半期に20億ドルの自社株買いを実施し、株主への還元を進めることを発表した[31]。

今期の石油換算生産量は日量252.4万バレルとなり、前期比10.2%減、前年同期比で11.2%の減少となった。主な要因は、前述のとおりNovatekの株式を持分法適用外とし、当該埋蔵量及び生産量の計上を取りやめたことによる。Novatek分の減少要因を除いては、ブラジルにおけるMero 1事業及びナイジェリアにおけるIkike事業からの生産増加のほか、オマーンBlock 10における天然ガスの生産開始、アラブ首長国連邦おけるSARB及びUmm Lulu陸上コンセッションの権益取得、ノルウェーのJohan Sverdrup Phase 2の生産増加が寄与している。

今期における石油・天然ガス上流事業の進捗としては、1月16日にブラジル沖合300キロメートルのサントス盆地におけるLapa South-West開発事業について、最終投資決定を行った。TotalEnergiesは45%権益を保有するオペレーターとして参画し、他パートナーであるShell（30%）及びRepsol Sinopec（25%）とともに、2025年の生産開始を目指し開発作業を実施する。Lapa油田はNorth-East部分の生産を2016年より開始しており、今次計画で開発する3坑井は、およそ12キロメートル離れた既存のFPSOに繋ぎこむことで、開発費用を抑える計画である。追加投資額はおよそ10億ドル、追加生産量は日量2.5万バレル程度を見込み、Lapa油田全体では日量6万バレルの生産量となる見通し[32]。1月20日には、オマーンBlock 10における天然ガスの生産開始を発表。同Blockは、2021年12月にコンセッション契約を締結し、Shellが53.45%を保有するオペレーター、TotalEnergiesが26.55%、オマーン国営OQが20%を保有する。生産量は2024年中ごろまでに日量5億立方フィートに達する見通しである。また、Oman LNGとの間で、2025年より10年間、年80万トンのLNG売買契約を締結したと発表した。これにより、同社のLNGポートフォリオに柔軟性を持たせ、欧州及びアジア市場の双方にLNGを供給することが可能となる[33]。1月29日には、TotalEnergies（オペレーター）とEniがレバノン沖で探鉱活動を実施するBlock 4及び9について、QatarEnergyに30%権益を移転する手続きを完了したと発表。TotalEnergies及びEniはそれぞれ35%権益を保有し、2023年の早い時期にBlock 9に対する試掘を実施する予定である[34]。3月1日、TotalEnergiesはCEPSAとの間で、同社のアラブ首長国連邦における上流資産を取得に関する覚書を締結したと発表。2023年1月1日に遡及して、SARB及びUmm Lulu陸上コンセッションの20%権益を取得（ADNOC Offshoreが60%権益を保有するオペレーター、OMVが20%権益を保有）したほか、Mubarrazコンセッションの12.88%権益を間接的に取得した。これらの権益取得は、先行要件の充足と政府当局の許認可が条件となる[35]。3月7日には、パプアニューギニアにおいて実施するPapua LNGについて、TotalEnergiesとそのパートナーは、統合FEEDを開始したと発表。これに先立ち実施したPre-FEEDにおいて、シナジーの最大化とコストの最小化の観点から、電気駆動の液化施設を4トレーン備え、年間4百万トンの液化プラントを既存のPNG LNGに追加的に設置する計画である。TotalEnergiesはPapua LNGの事業権益40.1%を保有するオペレーターであり、他にExxonMobilが37.1%、Santosが22.8%を保有するが、パプアニューギニア政府が最終投資決定（FID）後に22.5%を上限とする参加権益（Back-in right）を有する。FIDは2023年末から2024年初、生産開始はFIDから4年後に想定されている。なお、PNG LNGとPapua LNGの統合枠組みの一環で、TotalEnergiesは、ENEOSの子会社でありPNG LNGに4.7%権益を有するJX Nipponに対して、Papua LNGの事業権益2%を売却することを視野に入れた覚書（Head of Agreement）を締結したと併せて発表している[36]。

また、欧州におけるロシア産パイプラインガスへの依存低減策として、バルト海に面するドイツのLubminに設置した浮体式LNG再ガス化ユニット（FSRU、年間再ガス化容量50億立方メートル、ドイツ国内ガス需要の5%に相当）の稼働を開始したと1月13日に発表。TotalEnergiesは、操業を担当するDeutsche ReGasにFSRU Neptuneに引き渡したほか、LNGポートフォリオからLNGを供給する[37]。

低炭素エネルギー関連では、2月2日に、Air Liquideと等分の持分比率のJVを設立し、フランス、ベネルクス諸国及びドイツに及ぶ欧州の主要な道路輸送網にトラック向け水素ステーションをTotalEnergiesのブランドで100か所以上整備する方針を発表。TotalEnergiesは、ステーションの運営及びビジネス顧客向けの水素輸送を担い、Air Liquideは技術面の専門性とバリューチェーン全体にわたる知見を提供する[38]。

二酸化炭素地下貯留（CCS）については、2月6日に、デンマーク領北海におけるCCSポテンシャル調査のために2ライセンスを取得したと発表。当該ライセンスは、デンマーク沖250キロメートルに位置し、2,118平方キロメートルを対象とする。また、TotalEnergiesが操業するHaraldガス田が含まれており、既に同社はガス田における二酸化炭素貯留の可能性について調査を開始している。ライセンスはTotalEnergiesが80%権益を保有するオペレーター、デンマーク国営機関のNordsøfondenが20%権益を保有し、今後年間5百万トン規模の二酸化炭素貯留について、既存インフラの再活用と新規施設の建設を含め事業性を評価する予定となっている[39]。

再生可能エネルギー事業の関係では、2月1日に日本で同社4番目となる太陽光発電施設を稼働したと発表。三重県津市に51メガワット規模の「パワープラント津波瀬」を建設し、17年間にわたり中部電力ミライズ株式会社に売電する契約である[40]。2月3日には、TotalEnergiesがフランスで保有する234メガワットの再生可能エネルギー事業ポートフォリオの50%をCrédit Agricole Assurancesに売却すると発表した。ポートフォリオは29の発電施設から構成され、うち23か所は太陽光発電（168メガワット）、6か所は風力発電（67メガワット）からなる。今回の売却により、早期のキャッシュフロー創出と、投下資本の利益率向上に資するとしている[41]。2月16日には、台湾洋上における風力発電開発のため、Corioとの間でJV契約を締結し、Formosa 3洋上風力発電所の建設を進めることで合意した。同事業は、台湾中西部の沖合に位置する一連の風力発電事業であり、2018年に環境影響評価の承認を取得し、2ギガワットの発電設備を建設する予定である[42]。続いて2月23日には、Sasol South Africa及びAir Liquide Large Industries South Africaとの間で、20年間以上にわたる260メガワットの再生可能エネルギー供給契約を締結したと発表。TotalEnergiesは、120メガワットの太陽光発電設備と140メガワットの風力発電設備をNorthern Cape地方に建設し、Sasol及びAir Liquideの電力需要のグリーン化に貢献する予定となっている[43]。また、3月6日には、ポーランドの主要なバイオガス生産者であるPolska Grupa Biogazowa （PGB）を買収したほか、同国の太陽光発電6事業を買収し200メガワット規模の発電容量を確保。2025年から段階的に発電を開始する予定である[44]。

今期のBrent原油価格は、期中平均で81.2ドル/バレルと、前期の88.9ドル/バレルから8.7%下落したほか、前年同期の期中平均である102.2ドル/バレルと比較して20%以上低い水準となった。また、天然ガス価格についても、米国Henry Hub価格は今期中平均で3.4ドル/MMBtu（前期の6.3ドル/MMBtuから46%低下）となった。

資源価格の高騰により例外的な高収益を記録した2022年第3四半期以降、原油及び天然ガス価格の下落がみられ、各社の収益を押し下げる要因となった。他方、エネルギーを安定的に供給し、社会的混乱や経済的損失を避けるためにエネルギーセキュリティを追求する流れを受け、ロシア産パイプラインガスを代替する欧州のLNG・天然ガス需要の高まりなど、トレーディング事業が好調だったこと等が今期の決算に寄与。各社前年同期を上回る純利益を計上した。

TotalEnergiesについては、開発・生産段階における事業からの着実な生産増加のほか、資産買収による権益取得が奏功し、前期（2022年第4四半期はロシア法人であるNovatekの株式19.4%を持分法適用外としたことにより41億ドルの評価損を計上）に比べ当期純利益を拡大。bpについては、2022年第1四半期に、保有するRosneft株19.75%の売却方針とすべてのロシア事業からの撤退を発表し、これに伴いRosneft株の評価額をゼロとしたことや、合弁会社の株式売却により今期決算で204億ドルの損失を計上したが、今期はその影響も一巡し、82億ドルの純利益を計上した。ExxonMobilの純利益は前期より低下したものの、前年同期の55億ドルと比べて2倍以上となる114億ドルを記録。前年同期に比べて、販売量、マージンともに増大した石油製品（Energy Product）部門が10倍以上の増益であったことが大きく貢献した。

図2では、各社のFCF（フリーキャッシュフロー）を積み上げ棒グラフで示している。資源価格の下落を受け減少傾向となったものの、引き続き財務の健全化と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方針を発表。TotalEnergiesは第1回中間配当について7.25%の増配の0.74ユーロ/株とするほか、他社も前期同等の水準で配当を実施する。自社株買いについては、TotalEnergiesが第2四半期に20億ドル、Shellは40億ドル、Chevronは43.75億ドル、ExxonMobilは2023年中に最大で175億ドル、bpは2023年中に追加で17.5億ドルを行うと発表した。

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、資源価格に見合う水準での支出を継続している。図2は、各社の設備投資額（上流・下流・電力・低炭素事業など、全事業に対する設備投資額：オレンジ色折れ線）とBrent原油価格（Spot FOB：青色折れ線）の推移を、2018年第1四半期を100とするインデックスで表示している。これによれば、2021年以降は原油価格の上昇に対して設備投資がこれを下回る状況が継続していたが、2022年第4四半期以降、両者の乖離は縮小傾向にある。メジャー企業各社は、世界のエネルギーシステムを支える石油・天然ガスの安定的な供給維持に寄与する探鉱・開発案件への投資のほか、水素を中心とする低炭素燃料の供給インフラへの投資や、大型再生可能エネルギー事業への積極的な投資により、脱炭素化の要請に応える姿勢を見せている。

国際通貨基金（IMF）が4月11日に発表した2023年世界経済成長見通し（実質GDP成長率）は、前回（2023年1月）の予測から0.1ポイント下方修正され、2.8%となった。新型コロナウイルスのパンデミックにより寸断されたサプライチェーンは再開され、ロシアによるウクライナ侵攻で顕在化したエネルギー・食品市場の混乱も後退しているものの、金融部門の混乱や高インフレが世界経済成長見通しを下方修正した主な要因であるとIMFは指摘する。2024年の世界経済成長見通しはやや加速して3.0%となり、インフレ率も2022年の8.7%から2023年は7.0%、2024年には4.9%へと、当初予想よりも遅いペースではあるものの鈍化していくとみられる[45]。

こうした世界経済成長見通しを背景に、2023年第2四半期以降の原油価格は、（1）中国経済の回復期待とこれに伴う石油需要の伸びが市場で期待されること、（2）OPECプラスが4月2日に開催した共同閣僚監視委員会（JMMC）により、5月から2023年末までの間、合計で日量115.7万バレルの減産に合意ことに加え、ロシアが実施する日量50万バレルの自主減産を2023年末まで延長すると発表し、これらを合わせた減産幅はおよそ日量166万バレルとなり、特に2023年後半にかけて需給引き締まり感が醸成されること等により下支えされるとみられる。他方、（3）主要中央銀行による金融政策の引き締めや、金融部門の混乱が継続すれば、先進国を中心とする経済成長見通しに不透明感を与えることにより、原油価格に下方圧力を加えることも想定される。

また、天然ガス価格については、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（2022～2023年冬季を終えた時点での欧州地下ガス貯蔵量は過去平年を上回る水準であるが、ロシア産パイプラインガス輸入が見通せないなか、LNGによる代替需要が高まる）ほか、中国では2023年天然ガス消費量が前年比で7%程度増加するほか、インドでは同4%程度の増加が見込まれる[46]ことで、世界的に価格水準が維持されるとみられる。こうしたことから、各社の次期四半期決算は引き続き堅調に推移する蓋然性が高いと考えられる。

以上

（この報告は2023年5月15日時点のものです）