1. 今期のBrent原油価格は、期中平均で78.1ドル/バレルと、前期の81.2ドル/バレルから3.8%下落したほか、前年同期の期中平均である113.9ドル/バレルと比較して30%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2.1ドル/MMBtu（前期の3.4ドル/MMBtuから38%低下）となった。
2. 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。また、夏場の需要期を前に製油所の定期修繕を実施したり、上流生産設備のメンテナンスに伴い生産を停止したりといった事情により、季節要因から稼働率が低下した側面もあるとみられる。
3. こうした状況下、各社とも、前期に比べ純利益は減じたものの、配当と自社株買いの継続により、株主への還元を重視する姿勢は変わらない。Shellは前期と比べ15%の増配となる0.331ドル/株で配当を行うとともに、2023年第3四半期中に追加で少なくとも25億ドルの自社株買いを実施する旨、発表。bpも、前期から10%増となる7.27セント/株で配当を行うとともに、今期には21億ドルの自社株買いを実施した。TotalEnergiesについても、2023年第2回の中間配当について前年より7.25%引き上げ、0.74ユーロ/株とするほか、2023年第3四半期に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。
4. 他方、事業戦略には違いが見られ、欧州系企業は中期的な石油・天然ガス追加埋蔵量及び生産量確保のため、既存資産の周辺における追加開発・生産事業への投資決定を積極的に行っている。他方米国系企業は、国内及びコアエリアを中心に投資を行う手堅い戦略を継続している印象である。その中でもTotalEnergiesによるRio Grande LNG開発への参画及びExxonMobilによるDenburyの買収など、各社の中心的な事業における大型の投資案件もみられた。
5. 国際通貨基金（IMF）が7月25日に最新の世界経済見通し（WEO）を公表し、2023年の世界国内総生産（GDP）成長率予測を4月時点の2.8%から3.0%に上方修正した。こうした世界経済成長見通しを背景に、2023年第3四半期以降の原油価格は、中国経済の回復、OPECプラスによる減産措置及び一部加盟国の自主的な減産から、特に2023年後半にかけて需給引き締まり感が醸成されると見られる。
6. また天然ガス需給については、2023年も引き続き逼迫する見通しであり、世界の天然ガス需給バランスは広範囲にわたる夏の干ばつや熱波、2023/2024年冬季の気温や寒波の襲来、そしてロシア産パイプラインガス供給のさらなる減少などの不確実性にさらされている。よって、資源価格に下支えされ、各社の次期四半期決算は今期と同様に推移する蓋然性が高いと考えられる。

2023年第2四半期の決算は、コスト削減や効率改善により94億ドルの高い事業キャッシュフローを維持したが、純利益は前期比114億ドルから減少し79億ドルであった。主な減益理由は天然ガス価格の低下と製油所の精製マージンの減少である。

引き続きExxonMobilは株主還元策の拡大や組織構造の改善を図っている。配当水準（第3四半期配当金0.91ドル/株）は据え置いたが、2023年第2四半期は配当額37億ドル、また自社株買いは2023年計画の上限175億ドルのうち43億ドルを実施し合計80億ドルを株主還元に充当した。今期も2023年第1四半期並みの高水準の株主還元を実施した。経営面では、組織構造のスリム化等により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計83億ドルの削減を達成したと発表。また新たにGlobal Business Solutions、ExxonMobil Supply Chain及びGlobal Tradingが新スタートを切り、効率改善に向け大規模な統合ビジネスモデルをさらに強化していく意向を示した。

2023年上半期の設備投資は125億ドル、通年230～250億ドルの年次計画に沿った水準に達し、また2022年の上半期の95億ドルに比べても3割高い水準であった。

上流部門に関しては、2023年第2四半期の利益額は46億ドル、前期の同65億ドルからは19億ドルの減益であった。主に、石油・天然ガス価格が40%下落したこと、不需要期でもありメンテナンスシーズンでもあったことが響いた。原油及び天然ガス価格が高騰していた1年前の2022年第2四半期の営業利益114億ドルと比較すると今期は大幅減となった。

2023年第2四半期の石油換算生産量は日量360.6万バレルで1年前の前年同期に比べて12.4万バレルの減少である。米国Permianの生産量と南米ガイアナの生産量は前年同期比から20%増産したが、ロシアのサハリン1撤退、資産売却や産油政府による減産履行による生産減少が響いた。

2023年第2四半期の業績としては、ガイアナの油田開発において127億ドルの第5次拡張計画のUaru事業の最終投資決定を行った[1]。これにより日量26万バレルの追加能力となり、最終的に2027年末までにガイアナの生産能力は日量120万バレルまで引き上げられる見通しである。

また、インフレ等によって高い収益を上げてきた下流部門（Energy Products部門）に関しては、今期利益は、2022年第2四半期の純利益53億ドルの5割以下の23億ドル。変動要因は、拡張した米国テキサス州のBeaumont製油所の精製能力（日量63万バレル）がフル稼働に達し同社の石油製品の生産量は過去15年最大の日量417万バレルまでに達したものの、ロシアからの供給懸念が後退したことによりディーゼルの精製マージンが縮小したことが背景にある。また新規事業として、増加する需要に応えるためインド西部のマハーラーシュトラ州（州都ムンバイ）Raigadでの潤滑油の生産計画について改めて明らかにし、年間16万キロリットルの生産能力規模で2025年末の操業開始を見込む[2]。

最近の低炭素化ビジネスについては、CCSの事業化に向け大きな進展がみられた。まず、ExxonMobilは、EOR事業及びCO2管理を専門とする米国企業Denburyを全株式取得により買収することで合意したと発表した[3]。買収額は49億ドル。Denburyは、石油・ガス資産の取得のみならず、脱炭素ソリューションの事業化に有益な全長1,300キロメートルのパイプラインネットワークを有する国内最大のCO2パイプライン保有者であり、そのほとんどを排出源が集中するメキシコ湾岸地域に所有し操業する事業者である。買収により、ExxonMobilは10か所のCCS拠点を得るとともに、CO2輸送及び貯留に関する知見を獲得することが期待できる。ExxonMobilの発表によれば、Denburyのアセットや知見を統合していくことで、自社が進めるCCS、水素、アンモニア、バイオ燃料、DAC（直接空気回収）を含めたバリューチェーンの構築を一層促進させると説明している。さらにExxonMobilは、北米最大の鉄鋼メーカーのNucor Corporationとの間で、Nucorが所有するルイジアナ州のConvent製鉄所から排出される年間80万トンのCO2を回収、輸送及び貯蔵を行う長期契約を締結したと発表した[4]。本事業は2026年開始を予定している。すでにExxonMobilは、肥料メーカーCF Industriesと産業用ガス会社Lindeと間でそれぞれCCSに関する同様の契約を締結しており、本件は3件目となる。これらをあわせて年間500万トンのCO2輸送及び貯留サービスを第3者に提供する。

2023年第2四半期は、前期に対して原油及び天然ガス価格が下落したほか、精製マージンの低下、LNG生産量及びトレーディング実績も低調であったことから、当期純利益は前期及び前年同期を下回る結果となった。他方、製品マーケティングのマージンが、輸送部門向け需要の回復と季節要因にも支えられ堅調に推移したことで、決算を下支えした。今期の事業キャッシュフローは151億ドル、純利益は31億ドルを達成し（2023年第1四半期は、事業キャッシュフロー142億ドル、純利益87億ドル）、フリーキャッシュフローは78億ドルとなった。ワエル・サワンCEOは、「コモディティ価格が低調な環境ながら、Shellは強力なパフォーマンスとキャッシュフローを第2四半期に実現した」とプレスリリースで述べ、今期は前期と比べ15%の増配となる0.331ドル/株（前期は0.2875ドル/株）で配当を行うとともに、2023年第3四半期中に追加で少なくとも25億ドル、2023年下半期では少なくとも50億ドルの自社株買いを実施する旨、発表した[5]。

今期の石油換算生産量は日量273.1万バレルとなり、前期（日量290.2万バレル）比5.9%程度の減少となった。主な要因としては、定期修繕による生産減少のほか、ダイベストメントの影響が挙げられている。

主要な石油・天然ガス関連事業の進捗としては、4月18日に英領北海のPierce油ガス田における大規模改修を終え、原油のみならず天然ガスの生産が可能となったと発表[6]。ShellはPierce油ガス田の92.52%権益を保有するオペレーターであり、Ithaca Energy（UK）が7.48%を保有する。同油ガス田はアバディーン沖合約265キロメートル、水深約85メートルに位置し、1975年の発見後1999年から原油の生産を開始している。今般の大規模改修により、新たに天然ガス輸出用のサブシーパイプラインを敷設し、SEGALパイプラインシステムに接続、セントファーガスから陸揚げが可能となった。

Shellは6月14日に新たな事業戦略を発表し、温室効果ガス排出を抑制しつつ、株主に対する還元を強化する方針を明らかにした。事業パフォーマンス、財務規律、簡素化を重点的に強化することで、営業キャッシュフローの30%から40%を株主に還元するほか、2050年までの実質ゼロ排出を含む気候目標へのコミットメントを再確認し、トランジションエネルギーである天然ガス・LNG事業においてリーダーシップを発揮するとしている。また、上流事業全般における有利な立場を拡大し、液体燃料生産量を2030年まで安定させることで、キャッシュフローを長期的・安定的に確保することを目指す方針を明確にした。排出抑制については、2030年までにメタン排出をほぼゼロとするほか、2025年までに上流事業における日常的なフレアリングを削減することを目指している。また、バイオ燃料、水素、電気自動車の充電設備、CCSなどの低炭素エネルギーソリューションの開発を推進するため、2023年から2025年にかけて100億ドルから150億ドルを投資する計画を発表している[7]。

2023年第2四半期において、bpは63億ドルの事業キャッシュフローを創出した（前期の76億ドルから減少）。純利益については、82億ドルとなった前期を下回る18億ドルの黒字を記録（アンダーライイング・リプレースメント・コスト利益では、26億ドルと前期（50億ドル）を下回った）。2023年第1四半期に比べ、原油及び天然ガス価格が下落したほか、精製マージンが前期に比べ大幅に縮小、定期修繕の影響、トレーディング部門も低調であったことが、今期の決算につながった。こうした四半期決算状況のなか、同社は前期（6.61セント/株）から10%増となる7.27セント/株で配当を行うとともに、今期には21億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15億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[8]。

今期の石油換算生産量は日量227.2万バレルとなり、前期の日量232.9万バレルと比べ2.4%程度の減少となった。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開始、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上半期に完了しているほか、下半期にはTangguh LNG拡張施設の立ち上げを含む複数事業からの生産開始が予定されており、今後同社の石油換算生産量は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、米国メキシコ湾で同社5基目となるArgosプラットフォームから原油生産を開始したと発表した[9]。半潜水式の同プラットフォームは日量最大14万バレルの生産能力を有し、米国メキシコ湾におけるbpの生産能力を20%向上させる見込みであり、2023年中に段階的に生産量を増加させる予定である。同プラットフォームは、1998年に発見され生産中の巨大油田であるMad Dogの第2フェーズとして開発が進められてきたものであり、同油田の操業延長に寄与することが期待される。また、6月30日にはインド東部沖合の大水深であるKG D6鉱区からの生産開始を発表[10]。同鉱区はインド企業のRelianceが66.67%の権益を保有するオペレーターとして開発を進めており、bpは33.33%の権益を有する。同鉱区内では、3つのクラスターに分けて段階的に生産を開始しており、2020年12月からR-Cluster、2021年4月からSatellite Cluster、そして今般MJ Fieldからの生産が開始され、ピーク時には日量3,000万立方メートル（10億立方フィート）の天然ガス生産が期待されており、今日のインド国内ガス生産のおよそ3分の1を占めるとみられる。

電力事業においては、6月28日に電気自動車向け充電サービス事業者でベルリンに拠点を置くService4Chargerに対し、750万ユーロの投資を行ったと発表[11]。これはService4Charger社によるドイツ、オーストリア及びスイスにおける事業展開に向けた1,000万ユーロの資金獲得の一環であり、bpは同社への出資により、信頼の高い充電サービス事業に関する知見を蓄積することを目指している。

2023年第2四半期の決算は63億ドルの事業キャッシュフローを創出し、純利益は60億ドル、前期66億ドルにくらべて減少、また2022年第2四半期116億ドルに比べ大幅減となった。理由は、原油・ガス価格の下落と精製マージンの縮小である。

2023年第2四半期の設備投資額は、前年同期の40億ドルから20%増の48億ドル、主に上流部門における投資拡大である。上流部門の投資額は、前年同期28億ドルから39%増の39億ドルに引き上げたが、下流部門は前年同期11億ドルから27%減の8億ドルに削減した。

2023年第2四半期のフリーキャッシュフローは60億ドル、前期の64億ドル、2022年第2四半期の78億ドルにくらべて減少であった。今期の株主還元は、配当総額28億ドル（1.51ドル/株）、自社株買い43.75億ドルの総額72億ドルで前期よりも増強された。今期の株主還元額はフリーキャッシュフローを上回る水準となり手元資金の取り崩しを行うものの、Chevronの説明では、その残高は経営に必要な水準をはるかに上回る水準だと強調する。また、同社の使用資本利益率（ROCE）は8四半期連続で12%超の13.4%と高い水準であった。

今期の石油天然ガスの石油換算生産量は日量295.9万バレル、前期日量297.8万バレルとほぼ同水準であり、これは2022年第2四半期の日量289.6万バレルの2%増であった。これらは、米国のPermianでの増産が寄与した一方で、Gorgonガス田やメキシコ湾での計画的な生産停止、またカナダの山林火災によるガスの生産減少が響いた。

上流事業の業績としては、カザフスタンのTengis油田の拡張事業FGP-WPMP（The integrated Future Growth Project – Wellhead Pressure Management Project）が順調に進展し第2四半期にプレ操業を開始した。拡張計画FGP-WPMPにおいて、原油処理中に生産される硫化水素（サワーガス）をすべて再圧入して油層の圧力維持を図り、Tengiz油田からの生産量をおおむね日量26万バレル増大させる計画である。本拡張事業が完了するとTengiz油田のTengizchevroil（TCO、Chevronが50%権益を保有）は日量100万バレル以上の生産となり、Chevronの説明によれば、Brent価格が50ドル/バレルの水準で推移しても2025年に50億ドルのフリーキャッシュフローをもたらすとされる。東地中海では、キプロスのAphroditeガス田で掘削した評価井から期待通りの予兆が得られ、また同国政府に対して開発コンセプトの提出を実施した。またChevronは、イスラエルではLeviathanガス田に接続する第3パイプラインの能力を日量12億立方フィートから日量14億立方フィートに拡大する事業の最終投資決定を行った。

そのほか第2四半期の実績として、米国Permian生産量が前期の日量72万バレルから5%の増加となる日量77万バレルに達し、また米国コロラド州のシェール開発事業者であるPDC Energyを株式交換により63億ドルで取得することが合意され、8月内の買収完了を目指していることも発表された[12]。豪州では、開発中のGorgon Stage2事業において天然ガスの生産が開始され、またアンゴラで生産操業中のBlock0鉱区に関して同国政府に2050年までの契約延長が承認されたことも発表された。その他、日本での地熱における先進的なパイロットテストの実施で合意した。

TotalEnergiesの2023年第2四半期決算は、資源価格下落の影響を受けつつも、99億ドルの事業キャッシュフローを創出、フリーキャッシュフローは38億ドルとなった。今期においては、41億ドルの純利益（前期は56億ドル）を達成した。また、2023年第2回の中間配当について前年より7.25%引き上げ、0.74ユーロ/株とするほか、2023年第3四半期に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[13]。

今期の石油換算生産量は日量247.1万バレルとなり、前期の日量252.4万バレルに比べ2.1%の減少となった。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減少要因を除いては、前年比で2%の増加となった。主な要因は、ナイジェリアにおけるIkike事業及びブラジルにおけるMero 1事業からの生産増加のほか、ノルウェーのJohan Sverdrup Phase 2の生産増加、オマーンBlock 10における天然ガスの生産開始が寄与している。

今期における石油・天然ガス上流事業の進捗としては、以下が挙げられる。新たな油ガス田の開発や、新規探鉱鉱区の取得など、今後の供給増加に寄与することが期待できる新たな事業を積極的に展開している。

• 4月5日：イラクにおけるGas Growth Integrated Project（GGIP）を推進するため、Basrah Oil Companyの30%権益を取得し、TotalEnergiesが45%、Basrah Oil Companyが30%、QatarEnergyが25%の事業権益を保有することとなった。GGIPは、イラクにおける天然ガス開発を促進し、同国の電力供給を改善する目的で2021年9月に発足。新たなパートナー体制で、TotalEnergiesはパートナーとともにおよそ100億ドルを投じ、3ガス田からのフレアガス回収と発電所への供給のほか、海水淡水化施設の建設により油田の増産に必要な圧入水の確保を目指す[14]。
• 4月27日：TotalEnergiesが子会社を通じてカナダで保有するオイルサンド資産の売却について、55億カナダドル（およそ41億ドル）と特定条件が充足された場合に追加で6億カナダドル（4.5億ドル）を受領することでSuncor Energy Inc.と合意した[15]。
• 5月2日：アンゴラにおいて、Block 20及び21におけるCameia及びGolfinho油田の開発に係る覚書（HoA）を同国国営会社のSonangolと締結、最終投資決定は2023年に予定される[16]。
• 5月15日：スリナムにおいて、新たにBlock 6及び8の鉱区権益に係る生産物分与契約を同国国営会社と締結。同鉱区は、TotalEnergiesがオペレーターを務め複数の既発見構造があるBlock 58に隣接しており、Block 6及び8においても同様の探鉱成果が期待される。TotalEnergiesは2020-2021年のスリナム浅海鉱区入札に40%権益を保有するオペレーターとして応札、他にQatarEnergyが20%、国営企業であるStaatsolieの子会社Paradise Oil Companyが40%を保有する[17]。
• 5月27日：カナダにおけるオイルサンドの資産の売却（4月27日発表）について、売却対象のSurmont資産の50%権益に対して、パートナーのConocoPhillipsが先買権を行使し取得すると発表。TotalEnergiesは40.3億カナダドル（およそ30億ドル）と特定条件が充足された場合に追加で4.4億カナダドル（3.25億ドル）を受領することでConocoPhillipsと合意した[18]。
• 5月29日：ナイジェリアにおいて、OML130大水深ライセンスを20年間延長。同鉱区はナイジェリアの沖合およそ150キロメートルに位置し、Akpo（2009年生産開始）及びEgina（2018年生産開始）油ガス田を有する。2022年の生産量は日量28.2万石油換算バレルで、ガス生産の30%をNigeria LNGに供給する。2023年中には、Akpo West構造からの追加生産開始を予定。TotalEnergiesは24%権益を保有するオペレーターであり、このほかCNOOC（45%）、Sapetro（15%）、Prime 130（16%）が参画し、ナイジェリア国営石油会社（NNPC）が利権者として参加する[19]。
• 5月31日：ブラジルにおいて、国家石油庁が2022年12月に実施した生産物分与制度下における鉱区入札を通じ、パートナーであるPetrobras（30%）、QatarEnergy（20%）及びPetronasブラジル法人（2%）とともに30%権益を取得し、Agua Marinha鉱区に係る生産物分与契約を締結[20]。
• 6月13日：ナイジェリアOML102鉱区において掘削したNtokon-1AX坑井において、ネットペイ層厚38メートルの石油層、同15メートルのガス層を発見。サイドトラックのNtokon-1G1坑井において、ネットペイ層厚73メートルの良好な貯留層を発見し、生産テストでは最大日量5,000バレル、API比重40の原油産出に成功した。今後、既存生産施設にタイバックし生産を行う計画。同鉱区はTotalEnergiesが40%権益を保有するオペレーター、残り60%をNNPCが保有する[21]。

LNG事業関連においては、6月14日に米国のLNG生産事業者であるNextDecade及びGlobal Infrastructure Partners（GIP）とフレームワーク契約（framework agreement）を締結し、米国テキサス州南部におけるRio Grande LNG（RGLNG）の開発に参画すると発表した[22]。本契約及び最終的な文書作成並びに最終投資決定（7月13日に発表済[23]）を条件に、TotalEnergiesは以下の権利を取得する。

• RGLNG第1フェーズ（液化系統3系列、液化能力年1,750万トン）の事業権益16.7%
• 第1フェーズから供給されるLNGのうち年540万トンのオフテイク権
• NextDecade株式の17.5%を3回に分割し総額2.19億ドルで取得する権利（初回分5.06%は4,000万ドルで6月13日に取得済）
• RGLNG追加フェーズ及びRGLNGにおける排出削減のためにNextDecadeが計画する二酸化炭素回収・貯留（CCS）事業への参加権

低炭素エネルギー関連では、5月24日にフィンランドに本拠を置く新興企業Ductorの株式20%を取得したと発表。同社は、通常バイオメタン生産に使用するのが難しい鶏糞などの高窒素有機廃棄物を処理する革新的な技術を開発している[24]。また5月31日には、米国のTree Energy Solutions（TES）と提携して、再生可能な水素と二酸化炭素から生成される合成ガスであるe-天然ガスの大規模生産装置に係る研究開発開始を発表した[25]。6月19日には、パリ航空ショーの開催に合わせ持続可能航空燃料（SAF）の生産見通しを発表。2028年までに日量50万バレルの製造能力を備えることで、欧州におけるSAF混合比率の段階的な引き上げ（2030年6%）を十分にカバーできる体制を整える[26]。

CCSについては、6月26日に、東南アジアにおけるCCSプロジェクトを開発することを目指し、Petronas及び三井物産株式会社との契約の締結を発表。パートナーは、塩水帯水層と枯渇した海洋田の両方を含む、マレー盆地のいくつかの二酸化炭素貯留サイトを評価する予定である[27]。Petronas及び同社の再生可能エネルギー事業を手掛けるGentari Renewablesとの間では、同日、戦略的協力協定（Strategic Collaboration Agreement）を締結。アジア太平洋地域における再生可能エネルギー事業の開発で更なる協力を行い、これを通じた同地域のエネルギートランジション促進を目的とする[28]。

再生可能エネルギー事業の関係では、スペイン当局（エネルギー移行自治省）から、およそ3ギガワットの太陽光発電設備に対して良好な環境影響評価を取得したと5月22日に発表。同社がスペインで計画する48か所が対象に含まれ、一部は2024年初から稼働を開始する予定である[29]。また、6月9日には、カザフスタンにおけるMirny事業における電力購入契約（PPA）に署名し、信頼性の高い電力供給を実現するために、600メガワット時のバッテリーエネルギー貯蔵システムと組み合わせた1ギガワットの大規模陸上風力発電所を建設することを目的としている。カザフスタンにおいてこのような大規模風力発電事業に関して締結された初のPPAとなった[30]。

また、5月24日には、自社の事業に関連するメタン排出量を特定、定量化し、削減するという取り組みの一環として、コロラド州立大学との提携を発表。メタン排出量測定の適格性を確認するための国際プロトコルを開発している[31]。

今期のBrent原油価格は、期中平均で78.1ドル/バレルと、前期の81.2ドル/バレルから3.8%下落したほか、前年同期の期中平均である113.9ドル/バレルと比較して30%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2.1ドル/MMBtu（前期の3.4ドル/MMBtuから38%低下）となった。前年同期は、ロシアによるウクライナ侵攻が発生した直後であり、石油供給の途絶懸念が発生し原油価格が高値で推移したほか、ロシア産パイプラインガスを代替する動きが欧州を中心に活発になり、LNG調達への需要を高めたことも、世界的にガス価格の高騰を招いた。

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。また、夏場の需要期を前に製油所の定期修繕を実施したり、上流生産設備のメンテナンスに伴い生産を停止したりといった事情により、季節要因から稼働率が低下した側面もあるとみられる。

こうした状況下においても、各社は堅調な決算を記録したと認識している。Shellのワエル・サワンCEOは、「コモディティ価格が低調な環境ながら、Shellは強力なパフォーマンスとキャッシュフローを第2四半期に実現した」とプレスリリースで述べ、bpのバーナード・ルーニーCEOは、「我々は強靭な事業運営と財務パフォーマンスを実現した」と語るなど、これまで取り組んできたポートフォリオの入れ替えや財務規律の重視などにより、今期の決算は資源価格の下落に比べその影響は抑制できたとの見方を示した。ExxonMobilのダレン・ウッズCEOは、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90億ドルのコスト削減目標のうち、すでに累積83億ドルの削減を達成したと発表し、コスト構造の改善に取り組んでいることを強調している。

各社とも、前期に比べ純利益は減じたものの、配当と自社株買いの継続により、株主への還元を重視する姿勢は変わらない。Shellは前期と比べ15%の増配となる0.331ドル/株で配当を行うとともに、2023年第3四半期中に追加で少なくとも25億ドルの自社株買いを実施する旨、発表。bpも、前期から10%増となる7.27セント/株で配当を行うとともに、今期には21億ドルの自社株買いを実施した。TotalEnergiesについても、2023年第2回の中間配当について前年より7.25%引き上げ、0.74ユーロ/株とするほか、2023年第3四半期に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。

財務基盤の強化と株主還元の充実という共通した方向性はありながら、各社の事業戦略には違いが見られる。欧州系企業は中期的な石油・天然ガス追加埋蔵量及び生産量確保のため、既存資産の周辺における追加開発・生産事業への投資決定のほか、特にTotalEnergiesについてはスリナム及びブラジルにおける新たな生産物分与契約を相次いで締結するなど、新規探鉱への投資も積極的に行っている。また同社は、米国テキサス州南部におけるRGLNGの開発に参画すると発表した。他方米国系企業は、国内及びコアエリアを中心に投資を行う手堅い戦略を継続している印象である。その中でもExxonMobilは、EOR事業及びCO2管理を専門とする米国企業Denburyを全株式取得により買収することで合意したと発表。米国メキシコ湾岸のCCS拠点とCO2輸送及び貯留に関する知見を獲得し、CCS事業基盤の確立を目指しているとみられる。

国際通貨基金（IMF）が7月25日に最新の世界経済見通し（WEO）を公表し、2023年の世界国内総生産（GDP）成長率予測を4月時点の2.8%から3.0%に上方修正した。金融部門の混乱による経済成長への影響は後退したものの、インフレ対策のための中央銀行の政策金利の引き上げは引き続き経済活動の重しとなっており、依然として過去の経済成長水準と比較して弱いとIMFは指摘する。2024年の世界経済成長見通しも3.0%で推移し、インフレ率は2022年の8.7%から2023年は6.8%、2024年には5.2%へと、鈍化していくとみられる[32]。

こうした世界経済成長見通しを背景に、2023年第3四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認識されること、（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したことに加え、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166万バレルとなるほか、（3）サウジアラビアが7月より自主的に実施している日量100万バレルの追加減産を8月についても実施する旨報じられた[33]こと等により、特に2023年後半にかけて需給引き締まり感が醸成され、原油価格はWTIで70ドル/バレルを下回る場面が見えにくくなるとみられる。他方、（4）主要中央銀行による金融政策の引き締めの継続や、中国経済の回復が想定を下回る状況が継続すれば、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、欧州において昨冬が暖冬であったため、地下ガス貯蔵量は過去平年を上回る水準で推移しているほか、政策当局者の適時の呼びかけにより天然ガス需要を抑制したことから、比較的低水準で推移している。しかし、2023年のガス市場の見通しの改善は、将来の価格ボラティリティが軽減されるという保証ではなく、潜在的なリスクを回避するための対策を怠るべきではない。世界のガス供給は2023年も引き続き逼迫する見通しであり、世界の天然ガス需給バランスは広範囲にわたる夏の干ばつや熱波、2023/2024年冬季の気温や寒波の襲来、そしてロシア産パイプラインガス供給のさらなる減少などの不確実性にさらされている[34]。よって、資源価格に下支えされ、各社の次期四半期決算は今期と同様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8月4日時点のものです）