油価上昇にもかかわらず上流業績が伸びないメジャーズ
| レポートID | 1006313 |
|---|---|
| 作成日 | 2008-01-18 01:00:00 +0900 |
| 更新日 | 2018-02-16 10:50:18 +0900 |
| 公開フラグ | 1 |
| 媒体 | 石油・天然ガスレビュー 2 |
| 分野 | 企業 |
| 著者 | |
| 著者直接入力 | 岡崎 淳 |
| 年度 | 2008 |
| Vol | 42 |
| No | 1 |
| ページ数 | |
| 抽出データ | 油価上昇にもかかわらず上流業績が伸びないメジャーズ・2007年第３四半期のメジャーズの業績が発表された。結果は、全社ベースでは下流部門での精製マージンの大幅な下落を要因として各社において前年同期比で減益となっている。上流部門についても、Totalを除いた各社で減益となっている。・減益の要因としては、既存油田の減退に加え、油価高騰による生産分与契約上の石油・天然ガスの取り分減少や、ベネズエラでの一部実質国有化などによる生産量減少、コストの増加が挙げられる。・一方、長期的な業績の傾向としては、油価が高騰し始めた2004年から2005年にかけて上流部門の収益は大幅に増加している。しかし、2006年以降、水準としては依然高い利益が確保できているとはいえ、伸び率については陰りが見え始めている。・収益環境としては、2007年の第１および第２四半期は石油・天然ガスの販売価格が前年同期比で下落した一方、2007年第３四半期は上昇している。2007年第１、第２四半期には油価および天然ガス価格の双方で下落があったが、第３四半期には、油価は大幅上昇、ガス価の下落を上回ったと考えられる。・収益源となる石油・天然ガスの生産量については、特に2003年以降減少傾向が見られる。2007年に入ってからは、特に生産量減少の傾向が見られる。・生産量が減少する一方で、探鉱費や減価償却費などのコストの上昇が中期的に見られる。上流資本支出は増加しているが、増加分が埋蔵量と生産量の増加を伴わないものとなっている可能性があることから、各社とも将来的に重い負担を背負う可能性がある。・メジャーズを含む上流企業を取り巻く投資環境は、資源ナショナリズムの高揚のほか、コストインフレーションや人材不足など、厳しいものがある。各社とも収益源である埋蔵量を確保し、生産量を増加させていく必要があるが、これを実現していくためには難しい投資環境にある。こうした状況で、いかに課題に対処していくかがポイントとなる。・収益を確保するためには、既存油ガス田の立ち上げに加え、新たに資源を確保していく必要がある。そのため、今後もメジャーズによる技術力とマーケティング力をテコとした産油国との協力関係強化が継続していくと思われる。・2007年第３四半期の上流部門業績については、増収減益という形となっているが、これが構造的なものか一時的なものかは不明である。現在のような厳しい投資環境が継続すれば、油価は高水準を維持しながら、収益性は悪化していくという事態が発生する可能性があるかもしれない。1．2007年第３四半期のメジャーズの上流部門業績 2007年第３四半期のメジャーズの業績が発表された。全社ベースでの純利益（在庫評価調整済みベース）については、全社において前年同期比で減少となっている（図1）。Totalについては図1では増益だが、ユーロベースでは減益である。その大きな要因としては、下流部門で精製マージンが大幅に下落したことが挙げられる。 さて、上流部門についてはどのような結果であったのか。それを示したのが図2である。 油価が高騰しており、一見、収益環境が改善したように見える上流部門だが、その結果は一般のイメージと必ずしも一致しない。2006年以降、利益水準としては高水準を維持しているとはいえ、伸び率は鈍化している傾向にある（図2）。2007年第３四半期については、Totalを除く各社で前年同期比で減益となっている。ではなぜ、このように利益の伸びが鈍化しているのか、その理由を見ていきたい。61石油・天然ガスレビュー002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q百万ドルExxonMobilShellTotalBPChevron8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000出所：各社プレスリリース等、一部筆者推計図2上流部門純利益の推移2002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q百万ドルExxonMobilShellTotalBPChevron12,00010,0008,0006,0004,0002,0000-2,000出所：各社プレスリリース等図1純利益の推移（全社ベース）２．価格面の環境について 図3は、各社の石油の販売価格の推移を示したものである。同図で分かるとおり、2003年以降、油価の上昇を背景に各社の石油販売価格も急激に上昇している。2007年第１と第２四半期について石油販売価格は、前年同期比で下落している。しかし、2007年第３四半期は約10％程度上昇しており、良好な価格環境にあった。 天然ガスの販売価格の推移については、図4のとおりである。こちらは、水準自体は上昇しているが、価格は油価ほどには上昇していない。また、2006年第４四半期からは下落傾向も見られる。2007年に入ってからは、各社各期とも販売価格が下落している。2007年第３四半期は、主に米国や英国での天然ガス価格が急落したことから、各社ともその影響を受けている可能性が高い。 さて、石油と天然ガスを合わせた平均販売価格はどうであろか。この推移を見たものが図5である。同図で明らかなとおり、2004年以降、2006年第３四半期にかけて、各社の販売価格は急激に上昇している。2007年についていえば、第１、第２四半期は前年同期比で販売価格は下落しているが、07年第３四半期の販売価格は前年同期比で上昇していることから、価格環境は良好であったと言える。各社とも、石油の生産比率が全体の６割程度を占めることから、油価の上昇の影響がガス価の下落の影響を上回ったものと考えられる。３．伸び悩みが継続する生産量 次に、生産量はどうか。これを見たものが、図6である。生産量については、価格と対照的に、各社とも伸び悩みが見られる。長期的な推移では、2003年以降、生産量は減少傾向にある。Shellについては、2003年には日量400万バレル（石油換算）の生産量を誇っていたが、現在は日量350万バレルを割る水準まで落ち込んでいる（2007年第３四半期には日量約310万バレル）。ExxonMobilも、2003年には日量450万バレルの生産量があったが、2006年の年間平均生産量は日量約420万バレルと落ち込んでいる。BPについては、2003年に生産量が増加しているが、これはTNK-BPの買収によるところが大きい。しかし、2005年以降、生産量は減少傾向にある。特に、2007年に入ってからは、前年同期比で３?４％台と大きく生産量が減少している。Chevronは、3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Qドル/mcfExxonMobilShellTotalBPChevron01234567893Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Qドル/バレルExxonMobilShellTotalBPChevron807060504030201020022005出所：各社プレスリリース等、一部筆者推計200420032006200720022005出所：各社プレスリリース等、一部筆者推計2003200420062007図3石油販売価格の推移図4天然ガス販売価格の推移2008.1Vol.42No.162辜oレル/日（石油換算）5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000ExxonMobilShellTotalBPChevron2002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q出所：各社プレスリリース等図6石油・天然ガス生産量の推移3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Qドル/boe（石油換算）ExxonMobilShellTotalBPChevron7060504030201020022005出所：各社プレスリリース等、一部筆者推計2003200420062007図5石油・天然ガス販売価格の推移Unocal買収により2005年第３四半期以降生産量が増加しているが、2007年の各四半期については横ばいもしくは減少が見られる。Totalについては、2003年には日量約260万バレルの生産量を確保していたが、それ以降減少し、2006年には日量約230万バレルの水準まで減少している。しかし、2007年に入り、新たなプロジェクトが立ち上がったことを主要因として、2007年第２四半期以降は前年同期比で生産量が増加している。 生産量を石油と天然ガスに分けて見ていくこととする。石油については、2005年以降、各社とも生産量が横ばい、または減少といった傾向となっている（図7）。2007年第３四半期については、全社において前年同期比で減少している。 天然ガスの生産量推移は、2003年以降、各社とも減少傾向にある（図8）。ExxonMobilとShellは、2003年には年間平均日量約100億?110億立方フィート台の生産量を確保していたが、その後大幅に減少し、日量80億?90億立方フィート台の生産量まで減少している。BPとTotalについても、2003年以降生産量が減少している。唯一、Chevronのみが生産量を増加させているが、これは前述のとおりUnocalの買収により増加しているものと思われる。2007年に入ってからは、各社について各期でバラツキが見られるが、BPのみが生産量を2007年第１?第３四半期にかけて前年同期比で減少させている。 さて、なぜ石油・天然ガスの生産量が減少しているのであろうか。外部的な要因としては、ナイジェリアでの政情不安や、米国でのハリケーンによる生産停止が挙げられる。2007年第３四半期については、ベネズエラでの権益の一部国有化の影響が大きいと考えられる。 しかし、そうした要因だけでなく、油価が高騰したことにより、生産分与契約プロジェクトの石油会社取り分の原油が減少していること、また、プロジェクトのコストが大幅に増加していることや、技術的に困難な油田の開発が多くなっていることから、プロジェクトが予定どおり立ち上がらないことが、その要因として考えられる。これに加えて、資源ナショナリズムが高揚しており、各社とも新たな資源の確保が困難になっていることも一因であると思われる。 販売価格と生産量を合わせた収入には、2007年第１四半期および第２四半期千バレル/日3,0002,5002,0001,5001,0005000億立方フィート/日140120100806040200ExxonMobilShellTotalBPChevron ExxonMobilShellTotalBPChevron2002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q出所：各社プレスリリース等2002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q出所：各社プレスリリース等図7石油生産量の推移図8天然ガス生産量の推移63石油・天然ガスレビュー002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q出所：各社プレスリリース等から筆者推計図9上流部門収入の推移百万ドルExxonMobilShellTotalBPChevron25,00020,00015,00010,0005,0000 図11は、上流部門の資本支出の推移を示したものである。全体として投資は増加傾向にあるが、特に2005年以降は顕著である。しかし、資機材、建設費などのコストが大幅に増加している点に注意する必要がある。つまり、コストは増加するものの、それに見合った埋蔵量や生産量増加が見られない可能性がある。これらの投資は、いずれコストとして費用計上していかなければならないことになる。埋蔵量の補填や生産量の大幅増加などの実態的な投資となっていない以上、油価等の動向によっては将来的に重い償却負担を迫られる可能性もあろう。 図11であるが、企業買収を含めると、傾向が把握しにくくなるため、買収額を除外してある。なお、操業費についても上昇していると言われているが、これらについては四半期ベースでは必ずしもデータが開示がされておらず、把握することができない。５．伸び悩む上流業績の背景 さて、メジャーズの上流業績については、高油価を背景に依然高水準にあるが、その伸びは鈍化している。その背景には、何があるのであろうか？ 前述のとおり、生産量の水準は低下する傾向にある。むろん、この要因は石油会社の探鉱開発活動そのものというよりは、油価が高騰したことにより、コスト回収分の生産量が減少していることなどに原因があることは事実であろう。しかし、現状、資機材や建設費などのコストが増加していること、開発が困難な油田が増加していることから、思うように埋蔵量の補填ができず、生産量の減少を補えていない可能性があるのではないかと思われる。 2007年第３四半期で、業績が前年同期は、販売価格の下落と生産量の減少の双方の影響で、減収となっている。しかし、2007年第３四半期は販売価格の上昇が生産量の減少を補い、その結果、各社で増収となっている（図9）。では、2007年第３四半期の業績は、なぜふるわなかったのであろうか。４．増加するコスト 当然のことながら、収入が増加しているにもかかわらず減益となっているのは、コストが増加しているからである。図10は、探鉱費と減価償却費（全社ベース）を合わせてみたものである。減価償却費については、部門別に四半期のデータを開示していない企業があることから、全社ベースの減価償却費となっている。上流部門が占める減価償却費の割合は、各社とも約７割程度あることから、厳密な計算とはならないが、傾向はつかめると思われる。 特に2006年に入り、じわじわとコストが増加していく傾向が見られる。探鉱費については、各社ともsuccessful-efforts法を用いており、地震探鉱等の費用については発生時に費用化される。また、探鉱井については、失敗時にはすぐに費用化されることになっている。減価償却費については、上流部門の資産は、生産開始時から主に生産量比例法により償却されていくことになる。これも当然のことだが、開発費の大きいプロジェクトについては、より多くの償却負担を迫られることになる。図10探鉱費・減価償却費の推移（全社ベース）図11上流資本支出の推移（除く企業買収）2008.1Vol.42No.1642002200320042005200620073Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q百万ドルExxonMobilShellTotalBPChevron5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000出所：各社プレスリリース等5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000百万ドルExxonMobilShellTotalBPChevron1Q 2Q3Q 4Q20041Q 2Q3Q20054Q 1Q2Q 3Q20064Q 1Q2Q 3Q2007出所：各社プレスリリース等驕B 以上のように、実態的に投資が増加せず、したがって埋蔵量の増加、生産量の増加につながっていないという事態が発生している可能性がある。2000年代前半に立ち上がったプロジェクトについては、現在と比べて開発費が低い一方で、油価は上昇しているから、かなりの利益を享受しているはずである。しかし、操業費が上昇している可能性があること、また、以前に立ち上げたプロジェクトで生産が減退していくものが存在することから、新たなプロジェクトで補填していくことが欠かせない。前述のとおり、産油国の立場が相対的に強くなってきていることから、過去と比較してよいプロジェクトの条件が獲得できない可能性がある。すると、油価が上昇しても経済性は改善しないプロジェクトが増えていくことも考えらえる。今回の上流部門の減益については、一時的なものなのか、構造的なものかはまだ、不明である。現在のような厳しい投資環境が相当期間継続すれば、油価が高水準を維持しても好な経済性が確保できず、構造的な減益にもなり得る可能性も否定できない。（岡崎 淳）かった資源の開発も可能になったかもしれない。しかし、石油企業にとって恩恵をもたらすように見える油価高騰は、プラスのみでなく、資源ナショナリズムの高揚による新たな資源へのアクセスが困難になったことや、資機材、建設費の高騰といったコスト増というマイナス面も持っており、収益源となる資源の確保が困難になっている状況にある。加えて、高い開発費は将来的に各社に重い負担となってくる可能性がある。このように、油価高騰は石油会社にとって副作用をもたらしているという側面もある。そのうえ、低油価の時期に大規模なリストラを行ってしまっており、人員を削減し経営資源が減ったなかで、開発を増加させなければならない必要に迫られている。現在は、特に中間層の人員が不足していると聞く。人員の育成には時間を要することから、各社にとり頭の痛い問題になっていると思われる。 さて、足元の2007年第４四半期については、生産量の増加が予測されている。確かに、季節的に生産量が増加する傾向にあることから、2007年第３四半期のような落ち込みはないと考えられる。ところで、BPは、2007年10月にアンゴラのGreater Plutonio油田で生産を開始している。また、ExxonMobilは、10月にアンゴラのKizomba A油田に隣接する、Marimba North油田で生産を開始している。このように、新たなプロジェクトが2007年第４四半期に立ち上がっていることから、生産量の減少が補填できることになるのではないか。 しかし、油価は2007年第４四半期でかなり上昇をしているから、生産分与契約のプロジェクトについて、さらなる生産量の減少も考えられることについては留意する必要がある。新たなプロジェクトでどれくらい生産量を増加させることができるかが、ポイントとなってくる。また、コストについても、どれくらい上昇を回避できるかがポイントとなってくすうい勢せ比で増益となっているのはTotalである。その事情は、西アフリカや中東などで新たなプロジェクトが立ち上がったため生産量が増加していることが大きいのではないか。今後もいかにプロジェクトを立ち上げていくかがポイントとなっていくと思われる。 しかし、新たなプロジェクトを立ち上げていくためには投資が必要となってくるが、コストの増加にいかに対応していくか、各社とも苦慮しているのが現状であろう。油価が大幅に変動する一方で、開発費はアップフロントで固定されてしまうことから、高騰しているコストにどのように対応するか、また、プロジェクトをどのように管理するか、その管理能力が今後ますます問われていくことになる。 また、現状、新たな資源へのアクセスが困難になっており、メジャーズによる技術力とマーケティング力をテコとした産油国国営石油会社との提携という趨は、今後も継続すると考えられる。したがって、LNGを含めたガスの商業化やオイルサンドを中心とした非在来型資源の開発、一貫操業のメリットを生かした重質油の開発が継続するのではないか。 具体的には、BPはGazpromとの協力関係を締結し、リビアにも再参入をしている。ExxonMobilは、クウェートでの上中下流一貫型の重質油開発について、KOCとの間で覚書（HOA）を締結している。TotalのShtokmanガス田への参画が可能になっている。また、資源ナショナリズムが比較的少ないメキシコ湾や、北極海といったフロンティア地域への進出も継続するのではないかと見られる。メキシコ湾については深海や深部のガス開発で、また北極海といった開発が困難な地域についても、まだメジャーズの差別化が図れるかと思われる。 油価の高騰は、確かに石油企業の業績を大幅に向上させた。カナダオイルサンドの開発など、低油価の時期には進まな65石油・天然ガスレビュー |
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