BP、第3四半期末の純有利子負債は135億～145億ドルに減少する見通し
BP p.l.c. BP p.l.c.は2026年10月13日、2026年第3四半期の取引状況に関する声明を発表し、四半期末の純有利子負債が135億～145億ドルになるとの見通しを示した。第2四半期末は223億ドルだった。取引状況に関する声明には、当該期間についてbpが現在見込んでいる推定値と予想が示されており、グループの第3四半期決算は2026年10月30日に発表される予定だ。 同社によると、ここに示した情報は、四半期のグループ業績に影響を及ぼす可能性のある要因をすべて網羅したものではなく、業績の推定値でもない。また、提供された情報はすべて、財務報告プロセスの最終確定を条件としている。2026年8月4日に発表されたbpの第2四半期決算におけるガイダンス項目は、明示的に変更されていない限り引き続き適用され、その概要が声明の付録に再掲されている。 第3四半期の上流部門の報告生産量は、1日当たり石油換算2,190～2,240千バレル（mboe/d）となる見込み。第2四半期は2,201 mboe/d、当初のガイダンスは2,100～2,250 mboe/dだった。bpによると、この水準は主に季節的な定期保守後の生産回復を反映しており、ラテンアメリカにおける持分比率の引き下げが一部相殺要因となる。また、中東で続く混乱の影響を含む一方、アメリカ湾での気象事象による影響は含まない。内訳では、ガス・低炭素エネルギー部門の生産量は775～795 mboe/dとなる見込みで、前四半期の765 mboe/dを上回る。石油生産・操業部門は1,415～1,445 mboe/dの見込みで、前四半期は1,436 mboe/dだった。声明によると、端数処理のため、上流部門の生産量は2部門の合計と厳密には一致しない場合がある。 部門別利益に関する見通し ガス・低炭素エネルギー部門では、前四半期と比べ、実現価格が1億～3億ドルのプラス影響をもたらすとbpは予想している。これには、ヘンリー・ハブ以外の天然ガス指標価格の変動による影響も含まれる。ガスのマーケティング・トレーディング部門の業績は、第2四半期を大幅に上回る見込みだ。 石油生産・操業部門では、実現価格は2億～4億ドルのマイナス影響となる見込みで、ヘンリー・ハブ以外の天然ガス指標価格の変動による影響も含まれる。探鉱関連の償却損は大幅に減少する見込みだ。前四半期にはBay Du Nordの売却による影響が含まれていたためである。一方、生産構成の変化により、減価償却費・減耗費・償却費（DD&A）は小幅に増加する見通し。bpによると、第2四半期の持分法利益はラテンアメリカでの貢献増加の恩恵を受けたが、第3四半期には同様の効果は見込まれない。 顧客・製品部門では、燃料マージンの縮小とCastrolにおける基油価格の上昇に加え、中流部門からの貢献減少により、顧客事業の業績は大幅に低下する見込み。ただし、季節要因による販売数量の小幅な増加が一部相殺する。製品事業では、実現精製マージンが19億～21億ドルの範囲で改善すると見込まれる。精製処理量は1日当たり1,375～1,405千バレルの見込みで、第2四半期は1,467千バレルだった。bpによると、この処理量の見通しには、2026年7月31日のゲルゼンキルヒェン事業の売却完了と、計画されている設備の大規模補修・保守活動の縮小が反映されている。また、石油トレーディング部門の業績は第2四半期とおおむね同水準となる見込みだ。 純有利子負債、減損損失、通期ガイダンス 第3四半期のグループ基礎実効税率は約30%となる見込みで、bpはその理由として利益の地域別構成を挙げている。更新後の通期税率ガイダンスは第3四半期決算で示される予定だ。声明の付録には、現行の通期ガイダンスとして35～40%が記載されている。 純有利子負債の減少見通しには、2026年9月30日に実施した10億ドルのハイブリッド証券の償還が含まれる。残るハイブリッド債および証券は、第3四半期末に約120億ドルとなる見込みで、第2四半期末は130億ドルだった。この変動には、所得税の支払額が約10億ドル増加したこと、運転資本の回収が0～10億ドルの範囲となったこと、設備投資が約30億ドルとなったことも反映されている。その結果、純有利子負債、ハイブリッド債、リース債務、アメリカ湾関連の和解債務を合わせた総額は、第2四半期と比べて約90億～100億ドル減少する見込みだとbpは述べている。 第3四半期決算には、減損に関連する税引き後の調整項目として、30億～45億ドルの費用が含まれる見込みだ。bpによると、これらの費用は主にガス・低炭素エネルギー部門の移行事業に起因し、基礎再調達原価利益から除外される。 取引環境については、第3四半期のブレント原油平均価格は1バレル当たり96.99ドルで、第2四半期の103.85ドルから下落しました。米国のHenry Hub月初価格指標は、100万英国熱量単位（mmBtu）当たり平均2.96ドルで、前四半期の2.90ドルから上昇しました。bpの製油所指標マージンは、各製油所の原油構成と製品収率の加重平均を示す簡易指標で、1バレル当たり平均46.7ドルとなり、前四半期の29.6ドルを上回りました。同社は、これらの指標価格とマージンは、各期間に実際に実現した価格やマージンを示すものではないと述べています。 bpが示す2026年通年の概算目安によると、ブレント原油価格が1バレル当たり1ドル変動するごとに、税引前の再調達原価ベースの営業利益に3億4,000万ドルの影響が生じます。Henry Hub価格が1mmBtu当たり0.10ドル変動するごとの影響は4,000万ドル、精製指標マージンが1バレル当たり1ドル変動するごとの影響は4億5,000万ドルです。ブレント原油とHenry Hubの指標の構成比は、石油生産・操業が約80％、ガス・低炭素エネルギーが約20％という概算の内訳です。bpは、これらの概算目安は方向性を示すものであり、石油・ガス価格と業績の関係は、価格が大きく変動する場合、必ずしも直線的ではないと注意を促しています。 修正後の2026年通年ガイダンスでは、報告ベースの上流生産量を日量218万～227万石油換算バレル（mboe/d）とし、基礎的な上流生産量は2025年とおおむね同水準を見込んでいます。設備投資は135億～140億ドル、減価償却費・減耗償却費・償却費（DD&A）は170億～175億ドル、資産売却などによる収入は80億～90億ドルで、このうち60億ドルは発表済みのCastrol取引によるものです。通年の製油所処理量は日量136万～141万バレルを見込み、アメリカ湾の石油決済金の通年支払額は税引前で16億ドルと予想しています。このうち4億ドルは第1四半期、11億ドルは第2四半期に計上されます。 この発表では、利払い・税引前の基礎的再調達原価利益、基礎的実効税率、純債務、運転資本を、IFRSに基づかない指標として挙げています。bpは2026年12月15日、ニューヨーク市で戦略および見通しに関する説明会も開催する予定です。
Shell、$2.5 Billion規模のドイツ排出権流出を第三四半期更新ノートで警告
Shell plcは2026年10月7日に2026年第三四半期更新ノートを公表し、四半期のセグメント生産、販売量、マージン見通しを示し、ドイツの排出権に関連する約$2.5 Billionの現金流出を警告しました。この更新はShellの2026年第三四半期決算の前に行われ、同社は決算を2026年10月29日に公表する予定です。 四半期更新ノートは「第三四半期に対する現在の期待の概要を提供する」と述べ、提示された見通しは実際の2026年第三四半期の結果と異なる可能性があり、結果の最終確定を条件とします。特に明記されていない限り、すべての見通しは特定項目を除外しています。Shellは、Vara Researchが管理する会社編成のコンセンサスは2026年10月21日に公表される見込みだと述べました。 統合ガスおよび上流部門 Shellは、ノートによれば、第三四半期に統合ガスの生産量を1日あたり740千から780千バレル油当量（kboe/d）と見込んでおり、2026年第二四半期の631 kboe/dと比較しています。LNG液化量は7.2から7.6百万トンと指標され、第二四半期の7.7百万トンと対比されます。基礎的な営業費用は$1.3 Billionから$1.5 Billion、税引前減価償却費は$1.1 Billionから$1.5 Billion、税金負担は$0.6 Billionから$0.9 Billionと予想され、対応する第二四半期の数値はそれぞれ$1.1 Billion、$1.2 Billion、$0.8 Billionでした。Trading & Optimisationは第二四半期と同等と予想され、見通しにはARC Resources の取得が含まれています , 2026年9月2日に完了しました。 上流部門について、Shellは第三四半期の生産量を1日あたり1,735から1,835 kboe/dと見込んでおり、第二四半期の1,824 kboe/dと比較しています。基礎的な営業費用は$2.1 Billionから$2.5 Billion、税引前減価償却費は$2.2 Billionから$2.8 Billion、税金負担は$2.5 Billionから$3.3 Billionと予想され、第二四半期の数値はそれぞれ$2.2 Billion、$2.5 Billion、$2.8 Billionでした。第三四半期の探査井戸の償却費は約$0.3 Billionと見込まれています。 マーケティング、化学品およびグループキャッシュフロー マーケティングの販売量は1日あたり2,550千から2,650千バレル（kb/d）と予想され、第二四半期の2,570 kb/dと比較されます。また、Shellはマーケティングの調整後利益が第二四半期より低くなると見込んでいます。基礎的な営業費用は$2.3 Billionから$2.7…
SLB OneSubsea、Rovuma LNG 海底生産システム契約を獲得
SLBのOneSubseaジョイントベンチャーは、ExxonMobil Moçambique, LimitadaがArea 4パートナー（ENH、CNPC、ENI、KOGAS、XRG）を代表して、モザンビークのオフショアRovuma LNGプロジェクトの第1フェーズ向け海底生産システムを提供する契約を授与されたと、SLBが発表した2026年9月29日。 契約範囲は、深海油田からの効率的な生産を支えるよう設計された海底ツリー、マニホールド、アンビリカルおよび関連制御システムの供給を含みます。SLB OneSubseaはエンジニアリング、調達、製造、設置サービスを提供し、同社は世界中の複雑な深海開発向け海底システムの提供経験を活かすと述べました。発表では契約金額や納期は開示されていません。 「この受注は、顧客が開発を加速し、深海資源からの価値を最大化できる統合海底ソリューションを提供する当社の能力を示すものです」とSLB OneSubseaの最高経営責任者（CEO）Mads Hjelmelandは述べました。Hjelmeland氏はRovumaプロジェクトをモザンビークの成長するLNGセクターにとって重要な機会と評価し、同ベンチャーはアフリカにおけるExxonMobilの事業との長年にわたる関係を継続することを期待すると述べました。 SLB OneSubseaは、地域全体のオペレーターにサービスを提供するため、モザンビークにサービス拠点を設立する意向であると述べました。同施設は現地の研修と雇用機会を創出し、地域サプライチェーンの発展を支援すると同社は述べています。SLBは本プロジェクトがモザンビークの拡大するオフショア部門における深海生産を支えると指摘しました。 Rovuma LNG 第1フェーズ開発計画 モザンビーク沖の深海Area 4ブロックには、約80兆立方フィートの天然ガスが埋蔵されているとExxonMobilのRovuma LNG プロジェクト概要は述べています。ExxonMobilは、最終投資決定時にRovuma LNG第1フェーズがアフリカ史上最大の民間投資となり、ExxonMobil Moçambique, Limitadaが運営するとしています。 開発計画は、Afungiにある陸上プラントを中心に、年間1860万トンの電気LNGコンセプトを採用しています。12基の電動液化モジュールはそれぞれ年間155万トンを生産し、1基の高効率コンバインドサイクル発電所が電力需要を供給します。ExxonMobil 同社は、Rovuma LNG FEED設計に基づき、この設計は従来のメガトレインに比べて温室効果ガス排出量を最大40％削減すると述べています。 目標とする2030年の稼働開始を実現するには、水深最大1,700メートルの18本の初期海底井戸と、約50キロメートルのオフショアフローレーンが必要で、これにより原料ガスを陸上LNGプラントへ輸送すると、プロジェクト概要は示しています。 ExxonMobilは、実施フェーズで約7,500人のモザンビーク人を雇用し、運用フェーズで約700人の雇用を創出し、国内で最大500 MMSCFD（百万標準立方フィート/日）のガス供給を目指すと述べています。第1フェーズの寿命期間中に政府収入は1,400億米ドル超を生み出すと予測され、健康、教育、インフラを強化し、2040年までにモザンビークを世界トップ5のLNG輸出国の一つに位置付けることが期待されています。 ExxonMobilが示す上流実行モデルでは、1社の請負業者が海底システムの設計と製造を主導し、別の業者がパイプラインと海底設置を実施します。オペレーターはアンビリカル、ラインパイプ、大口径バルブなどの重要部品を調達し、請負業者が設置します。配管、機器、電気・計装ケーブル、建物を含むモジュラー構造は海外で製造され、重吊り船やバージでAfungiの建設現場へ輸送されます。 過去のRovuma LNG契約授与 2026年8月17日、ExxonMobil Moçambique, LimitadaはArea 4共同ベンチャーを代表して、Rovuma LNG第1フェーズ開発を支える重要な長期リード上流機器のために約 US$1.1 billion の事前投資契約を授与した。これらの契約の中で最大規模はOneSubsea UK…
LNG Canada パートナー、フェーズ2拡張を年間28 Mtpaに承認
LNG Canada 2026年9月28日に発表したところ、シェル、PETRONAS、PetroChina、三菱商事、KOGASの5社のジョイントベンチャー参加者は、ブリティッシュコロンビア州キティマットにある液化天然ガス輸出施設のフェーズ2拡張について最終投資決定を下したと述べた。生産能力は年間1400万トン（mtpa）から2800万トン（mtpa）へと倍増する。シェル・カナダ・エナジー（Shell plc の40%出資子会社）は、2026年9月29日付のリリースで、拡張により追加で約600万トン（mtpa）のLNGを受け取ることになるとし、商業運転は2030年代初頭に開始される見込みだ。 Shellは、この投資が同社の厳格な資本配分フレームワークと整合しており、二桁のリターンを生むと予想され、統合ガス事業のハードルレートを上回る内部収益率が見込まれると述べた。”LNG Canadaは当社の統合ガスポートフォリオの中核であり、エネルギー供給の多様性とエネルギー安全保障がますます重要になる中、アジアの顧客へのLNG供給を支援する” とShellの統合ガス部門プレジデント、Cederic Cremersは語り、フェーズ2がShellの世界最大の統合ガス・LNG事業になるという戦略目標を支えると付け加えた。 フェーズ2では、既存のキティマット施設内に2つのLNG処理ユニット（トレインと呼ばれる）を追加し、さらにLNG貯蔵タンク1基、凝縮油タンク、積出埠頭、そしてユーティリティとプロセスシステムを拡張する。Coastal GasLinkは、既存の全長670キロメートルのパイプラインの容量を、5つの新圧縮ステーションの建設により拡大する。LNG Canadaは、フェーズ1の敷地とインフラは、カナダ初の大規模4トレインLNG輸出施設を支えるよう最初から設計・エンジニアリングされたと述べた。 パイプライン契約と所有構造 LNG Canadaは、パイプライン拡張の実行マネージャーとして機能する商業契約を締結し、Coastal GasLinkが技術顧問サービスを提供する。TC Energy 2026年3月25日の声明で、これらの契約がCoastal GasLinkフェーズ2を前進させたこと、当時はLNG Canadaの最終投資決定とCoastal GasLinkの承認が必要であったこと、そして商業構造にはCoastal GasLinkの資本コミットメントと建設コスト・スケジュールリスクに対する総合的な責任の上限が含まれると述べた。Coastal GasLinkはパイプラインおよび関連する将来施設の100%所有者、オペレーター、許可保有者であり続ける。TC Energy社長兼最高経営責任者（CEO）のFrançois Poirierは、契約が発表された際、既存パイプラインを通じた天然ガス輸送量を倍増させることで、カナダが世界のLNG市場に対する信頼できる供給者としての役割を強化すると述べた。 LNG Canadaは、Shell（Shell Canada Energy経由で40%）、PETRONAS（North Montney LNG Limited Partnership経由で25%）、PetroChina（PetroChina Kitimat LNG Partnership経由で15%）、三菱商事（Diamond LNG Canada Partnership経由で15%）、そして韓国ガス公社（Kogas Canada…
SLB、OQEP契約を獲得しBisat-Bの処理能力を日量548,000バレルに引き上げ
OQ Exploration & Production（OQEP）からオマーンのBisat-B拡張生産施設の提供契約を授与されたと、SLBが発表した2026年9月23日。契約に基づき、SLBは施設の設計、エンジニアリング、調達、建設、コミッショニングサービスに加え、4年間の運転・保守サポートを提供する。拡張により、施設の総流体処理能力は日量548,000バレルに増加し、プロジェクトは19か月以内に完了する予定である。 SLBは、エンジニアリングからコミッショニングまでの統合プロジェクトデリバリーを提供し、その後4年間の運転・保守期間を通じてBisatフィールドの継続的な開発と運転性能を支援すると述べた。同社は今回の受注を、Bisatフィールド開発の次フェーズおよびOQEPの生産拡大目標を支えるものと位置付けた。 この契約はBisatフィールドの次の開発フェーズを示し、SLBが2018年にBisat-A施設、2020年に当初のBisat-B施設を納入したことに続くものである。SLBは新たな受注を、長年にわたるパートナーシップを強化し、両社の確立された協働関係の上に築くものと説明した。 「Bisatフィールドの生産インフラ開発においてOQEPを引き続き支援できることを嬉しく思います」とSLB中東・北アフリカ地区プレジデントのJesus Lamasは述べた。「当社のグローバルな専門知識とオマーンでの何十年にもわたる現地経験を組み合わせることで、生産拡大を支援し、今後数年間にわたり安全で効率的かつ信頼できるパフォーマンスを提供していきます。」 Bisat-C拡張、2025年6月に初原油流入 BisatフィールドはOQEPの旗艦であるBlock 60ライセンス内に位置し、同フィールドの前回拡張段階であるBisat-Cは2025年に据え付けられたと、OQEPのコミッショニング発表で述べられている。原油は2025年6月16日に正式にBisat-C拡張施設へ流れ始め、契約授与が2024年1月10日、着工が2024年3月に行われ、授与から18か月未満で初原油が流出した。OQEPはプロジェクトが予定より早く完了したと述べた。EnerflexがBisat-Cの主契約者を務め、オマーン企業のMajees Technical ServicesとSpecial Technical Servicesが下請けとして参画した。 OQEPは、Bisat-C施設が追加で日量447,000バレルの総流体処理能力を持つよう設計されており、油列処理能力は日量37,000バレル、生成水処理能力は日量410,000バレルで、Bisat-Cの総油処理能力は日量67,000バレルになると述べた。 同社は、Bisat-Cサイトの従業員数が2025年2月から6月の間に最大1,200人に達え、3百万安全作業時間を無事故で達成し、2百万キロメートルを交通事故なしで走行したと報告した。また、プロジェクトへの国内支出総額は2,460万オマーンリアルであり、中小企業やMade in Oman製品、地元の物品・サービス供給業者に向けられ、23名のオマーン新卒者が訓練・採用されたと述べた。 OQEPが開示したBisat-Cの建設詳細には、施設のタンクを支えるために設置された深さ12メートルのパイルが486本含まれる。最大のタンクは生成水タンクで、容量は27,784立方メートル（約174,700バレル）、直径48.7メートル、高さ14.8メートルである。他の処理装置としては、高さと直径が15メートルのガスフローテーションタンク、長さ27.5メートル、直径4.6メートル、重量145トンの総入口セパレーターがある。施設には、日量40,400バレルのヒータートリートャー・脱塩装置、コンテナ化された変電所建屋、そしてリザーバーマネジメントを支えるために90バールで1,130立方メートル/時の流量を持ち、4MWシステムで駆動される水注入ポンプも含まれる。 OQEP、2024年にムスカット証券取引所に上場 OQEPの株式は2024年10月28日にムスカット証券取引所で取引を開始し、同社の株式資本の25％の新規公開株（IPO）に続くものと、OQEPの上場発表で述べられている。20億株が1株390バイザで一般投資家に提供され、総調達額は約7億8,000万オマーンリアルで、募集は2.7倍の超過応募となった。時価総額は30億オマーンリアルを超え、OQEPはMSXで最大の上場企業かつ、探査・生産会社として初のトップに立った。ムスカット証券取引所の最高経営責任者Haitham Salim Al Salmiは、上場時にOQEPが取引所上場企業全体の時価総額の11.3％を占めると述べた。 OQEPの最高経営責任者Ahmed Said Al Azkawiは、同社が2009年に探査・生産の政府投資部門として設立されて以来の成長において、今回の上場が重要なフェーズであると述べた。OQグループのグループ最高経営責任者Ashraf Hamed Al Mamariは、OQEPがAbraj Energy ServicesとOQ Gas Networksに続く、OQグループの第3の上場企業となり、オマーン投資庁の政府資産の一部売却戦略に合致すると語った。
Shell、Gulf of America資産売却を完了、8億4,000万ドルの収益
Shell Offshore Inc.（Shell plcの子会社）は、2026年9月22日に発表しました、Na Kikaプラットフォームおよび関連するフィールドにおける50％の非操業作業権益の売却が、先に発表されていた通り完了したことを、Gulf of Americaにおいて、100％所有するCoulombタイバックとともに行ったとしています。これらの資産はTalos Energy の子会社によって取得されました。 およびRidgewood Energy Corporationの関連会社です。Shellは、取引の有効日である2025年7月1日からクロージングまでの調整を反映し、約8億4,000万ドルの現金収入を得たと述べました。同社は、この取引がポートフォリオを積極的に形作り、レジリエントでますます競争力のある上流事業を確保する取り組みを支援すると述べています。 Talos Energy 別途の発表でクロージングを確認しました 同日。Talosの持分に対する最終的な純現金購入価格は4億2,000万ドルで、これは確定合意が締結された際にエスクローに預けられた4,250万ドルのデポジットを含み、慣例的なクロージング後調整の対象となると同社は述べました。 取引条件 ShellとTalosはそれぞれ2026年6月30日に最終合意を発表しました。署名時の総対価は17億ドルで、慣例的な調整や特定の条件付き支払いを除きます。Talosは、取得資産からの暫定的なキャッシュフローを2025年7月1日有効日から推定し、最終的な純現金額が期待されると述べました。 契約に基づき、Shellは2027年までの上限なしのアップサイド連動支払いと、新しいNa Kikaタイバックからの生産に対するロイヤリティ上乗せ権益を受け取りますが、条件が付されます。Talosは述べました、買い手側の対応はクロージング時から2027年末まで有効な50％アップサイドシェアリング契約であり、実現価格が1バレル当たり60ドルを超える場合は商品価格ベースの閾値が適用され、その他の条件や合意も含まれます。 買い手は特定の除去義務を引き受け、これら義務に対する保証を提供しました。Shell Trading US Companyは、買い手との交渉による契約を通じて、Na KikaおよびCoulombからのオフテイク権利を保持します。 署名時、Shellは取引が2026年末までに完了する見込みであり、規制当局の承認が条件となると述べました。ShellのNa Kikaホストおよび関連フィールドの持分の譲渡クロージングは、購入販売契約に基づく価格で通知後30日以内にBPが優先購入権を行使できることが条件でした。また、Talosは1976年のHart-Scott-Rodino Antitrust Improvements Actに基づく待機期間の満了または終了もクロージング条件の一つとして挙げました。 取得資産と買い手の資金調達 Na Kika半潜式プラットフォームは2003年に生産を開始し、Coulombタイバックは2005年に生産を開始しました。6月の合意時点で、Na KikaはShellがGulf of Americaで唯一保有する非操業プラットフォームでした。BPがNa Kikaを運営し、プラットフォームの残りの50％の作業権益を保有しています。 Talosが取得した権益は、Shellが単独で所有していたCoulombフィールドの50％の作業権益およびオペレーター権、そしてBPが運営するNa Kikaプラットフォームと4つの関連フィールド（Kepler、Ariel、Fourier、Herschel）に対する25％の非操業作業権益を含みます。 Shellは、これらの資産からの生産に対する割当シェアが2025年に1日あたり37,000バレル油当量であると報告しました。Shellのモデリングによれば、Na…
シェル、ハンロックを取得し、RISECをコンステレーションに7億1500万ドルで売却
シェル・エナジー・ノース・アメリカ（米国）L.P.（SENA）は、シェル plc の子会社として、米国電力ポートフォリオの継続的な管理の一環で、2件の取引に署名しました: ペンシルベニア州で169メガワット（MW）の天然ガス火力発電容量を所有するHunlock Creek Generating LLCの100％株式取得、そしてRISEC Holdings, LLC の持分をコンステレーション・エナジー Generation, LLC に7億1500万ドルで売却することです。同社は発表しました 2026年9月10日。 RISECは、ニューイングランド電力市場に供給する609MW、2ユニットのコンバインドサイクルガスタービン発電所を所有しています。両取引は規制当局の承認が必要で、2027年第一四半期に完了する見込みです。 「これらの取引は、当社の取引ポートフォリオを管理する動的なアプローチを示しています」とシェルのトレーディング＆サプライ部門社長であるアンドリュー・スミスは述べました。「市場ポジションを強化し価値を創出する資産に選択的に投資し、市場環境が魅力的な機会を提供する際には価値実現の準備も整えています」 ハンロック・クリーク取得 ハンロック取得は、PJMインタコネクションが運営するミッドアトランティック電力網において、SENAの供給と容量の取得を確保します。シェルはこれを米国最大の卸電力市場かつグリッドオペレーターと説明しています。同社によれば、この資産は柔軟なガス火力発電へのアクセスを通じてSENAのPJM市場でのポジションをさらに強化し、シェルが取引能力を補完する資産への投資に引き続き注力していることを裏付けます。 ハンロックのポートフォリオには、2ユニット・125MWのコンバインドサイクル発電所と、44MWの単純サイクルピーク発電所が含まれます。ハンロックは現在、Castleton Commodities International LLC の間接子会社であるRiverview Power Holdings LLC が所有しています。PJMインタコネクションは、13州とコロンビア特別区にわたる電力の流通を管理し、6,500万人以上にサービスを提供しています。 シェルは、2025年のキャピタル・マーケット・デイで示された投資要件を上回るリターンがハンロック取得により得られると見込んでいます。 RISECのコンステレーションへの売却 コンステレーションは合意を発表しました 2026年9月10日、SENAからロードアイランド州エネルギーセンターの所有者であるRISEC Holdingsの100％を7億1500万ドルで取得することを発表しました。価格は慣例的な購入価格調整の対象となります。 ロードアイランド州ジョンストンに位置するロードアイランド州エネルギーセンターは、2基の燃焼タービンと1基の蒸気タービンを備えた天然ガス燃料のコンバインドサイクル発電施設で、最大609メガワットの電力を生成できます。この施設は電力と容量を競争的なISO New England卸電力市場に販売しており、コンステレーションの商業発電ポートフォリオの一部になる見込みです。RISECは2002年からニューイングランド電力網に供給しています。コンステレーションは、このプラントのコンバインドサイクル技術を、ガスタービンからの熱を回収・再利用して追加電力を生成するものと説明しており、従来の単一サイクル天然ガスプラントよりも効率が高く、排出量も低いとしています。 コンステレーションは、7億1500万ドルの購入価格は、予想される初年度の税制優遇を差し引いた後で約5億8000万ドルに相当すると述べました。同社はこの取引が営業利益に即座にプラス効果をもたらし、10％の無借金リターン閾値を上回るリターンを提供すると見込んでおり、2027年末までに認可された50億ドルの自社株買いを実行する能力に影響を与えないと述べました。 「ロードアイランド州エネルギーセンターは、ニューイングランドにおけるコンステレーションの極めて成功した顧客事業を完璧に補完する高性能資産です」とコンステレーションの会長兼社長兼最高経営責任者であるジョー・ドミンゲスは述べました。 シェルは、SENAが以前にRISECを取得したことで、プラントの容量と市場における関連する取引機会への継続的なアクセスが確保され、資産裏付け型取引ポートフォリオの一部としてSENAが大きな価値を提供できるようになったと述べました。売却により、SENAはシェルが「大きな利益」と表現したものを実現することで、長期所有から得られると期待していたリターンを前倒しで得ることになります。SENAは2019年以降、プラントの全電力出力に対するエネルギー変換契約をRISECと維持しており、この取引完了時にその契約は終了します。 シェルは、SENA を卸売・小売電力、天然ガス、環境製品市場にわたって商業・産業顧客にソリューションを提供するフルサービスのエネルギー会社と説明しています。本社はテキサス州ヒューストンにあり、北米全域に地域拠点を持つSENAは、25年以上にわたりエネルギー市場で活動し、米国最大級の電力市場のいくつかでガス火力発電を所有しています。シェルによれば、SENA…
エリア4パートナー、ロヴマLNG上流EPCIにSaipemとJan De Nulを選定
エクソンモービル・モザンビーク・リミテダは、モザンビーク・ロヴマ・ベンチャー（MRV）を代表し、エリア4パートナーを代表して、Saipem と Jan de Nul とロヴマLNGプロジェクトの上流エンジニアリング、調達、技術サービスに関する意向表明書に署名した、と2026年9月10日付の会社発表による。エリア4の共同ベンチャーは、プロジェクトの上流エンジニアリング、調達、建設、設置（EPCI）契約のためにコンソーシアムを選定し、2つのモザンビーク所有企業にShorebaseサービス契約を授与した。 マプト発の発表では、エリア4パートナーとして ENH、CNPC、ENI、KOGAS、XRG が名指しされた。エクソンモービルによれば、この選定はロヴマLNG上流開発の詳細な計画策定とプロジェクト定義を支援し、18本の井戸と海底パイプラインおよびマニホールドのネットワークを含むもので、エリア4パートナーは2026年の最終投資決定（FID）に向けて進んでいる。 Saipem は同日ミラノから発表された声明で本合意を確認した。Saipem は、意向表明書が限定的な予備エンジニアリングおよび調達、その他の技術サービスを含み、プロジェクト定義と実行計画の推進を目的としており、初期価値は約1,100万ユーロと述べた。EPCI契約の最終授与は、エリア4パートナーによる肯定的なFIDと、必要な政府・規制当局の承認取得が条件であり、Saipem はこれらが2026年内に得られる見込みだとした。 Saipem によれば、上流施設はオフショアのエリア4資源から、18本の海底井戸を通じた海底パイプラインとマニホールドのネットワークを介して、陸上のロヴマLNG液化プラントへガスを供給する。ExxonMobil は、コンソーシアムが海底生産装置および関連構造物、アンビリカル、フローレインに対する深海環境でのEPCI支援において豊富なグローバル経験を有すると述べ、Saipem はコンソーシアムが浅層・深層両環境における海底施設のEPCI、ガス輸出パイプライン、アンビリカル、フィールド内フローレインおよび関連インフラの経験を有すると指摘した。 「上流EPCI請負業者の選定を発表できることを嬉しく思います。この選定により、最終投資決定後に建設を開始し、最初のLNG貨物を予定通りに供給できる体制が整います」と、ExxonMobilモザンビークのリードカントリーマネージャー兼チェアパーソンであるJohanna Boothey は述べた。 Shorebaseの契約は、エリア4の掘削キャンペーンおよび関連するオフショア作業において、ペンバでShorebaseと物流支援サービスを提供する2つのモザンビーク所有企業に授与された。CFML Logistic S.A はペンババルクターミナルでのShorebase土地・インフラサービスの契約を受け、Alistair Group Mozambique LDA はShorebase物流サービスの契約を受けた。 「モザンビーク所有の2社に対する受賞は、我々のローカルコンテンツへの強いコミットメントを示すものです。この契約は現地の能力構築に寄与し、モザンビークに永続的な価値を創出するとともに、石油・ガス以外の産業にも利益をもたらす長期的な港湾インフラを支援します」とBoothey は付け加えた。 ExxonMobil は、ロヴマLNGプロジェクトがモザンビークで約60億米ドルの経済活動を生み出し、建設段階で約7,500人のモザンビーク人に雇用機会を提供すると述べた。 2026年のロヴマLNG契約授与（過去） エリア4パートナーは、2026年8月10日にSMDCジョイントベンチャー（Saipem S.p.A 、McDermott Energy Solutions (UK) Ltd.、Daewoo…
BP、ブラジルとアメリカ湾の探査対象におけるシェルの持分を売却に合意
BPとシェルは、シェルがBPが運営する2つの探査対象（1つはブラジル沖、もう1つはアメリカ湾の深海）における持分を取得する条件に合意したと、BPは2026年9月2日発表しました。 合意された条件の下、シェルはブラジル沖サントス盆地にあるツピナンバ探査ブロックの50％の持分と、アメリカ湾深海古第三紀にあるコンファー探査対象を含む5つのリースの30％の持分を取得します。BPはツピナンバの残りの50％とコンファーの70％の持分を保持し、両資産のオペレーターを継続します。 取得するシェルの事業体は地域別に分かれています。Shell Brasil Petróleo Ltda がツピナンバの持分を取得し、Shell Offshore Inc. がコンファーの持分を取得し、対象をカバーする5つのリースすべてに参入します。 BPは、これらの取引が、よりシンプルで強固、かつ価値の高い企業になるための資本配分に対する規律あるアプローチを支えると述べました。 BPの上流部門担当執行副社長であるゴードン・ビレルは次のように述べました: 「ブラジルとアメリカ湾はBPにとって重要な地域であり、経験豊富な2社のオペレーターを結集することで、両方の機会の潜在力を引き出すことができます。この協力により、探査活動を進める中で両地域における当社の立場が強化されるでしょう」 BPは、ツピナンバ取引の完了は規制当局の承認が条件であると述べました。同社は、いずれの取引についても発表時に財務条件を開示していません。 2つのポジションが組み立てられた経緯 BPは2023年12月に第2回生産共有永久オファーサイクルの下でツピナンバブロックを取得しました。シェルの参入後も、Pré-Sal Petróleo S/A がブラジル連邦政府を代表して生産共有契約の管理を継続します。 コンファーのポジションは、米国のオフショアリース販売2件を通じて構築されました。BPは2023年8月にリースセール259に続き、コンファー対象をカバーする4つのリースを取得し、5番目のリースは2026年2月にBBG-1リースセールに続いて取得しました。 海洋エネルギー管理局（BOEM）は、2022年インフレーション削減法に基づく議会の指示に従い、2023年3月29日にリースセール259を実施しました（BOEMによる）。この販売では、メキシコ湾連邦水域の160万エーカーをカバーする313区画に対し、入札総額263,801,783ドルが集まりました。合計32社が参加し、総入札額309,798,397ドルを提出し、販売では西部・中部・東部計画エリア全体で約7300万エーカーに相当する約13,600ブロックが未リース状態で提供されました。 BOEMは、販売から生じたリースには保護種への潜在的な悪影響を緩和し、地域の他の海洋利用との潜在的な衝突を回避するための規定が含まれていると述べました。オフショア石油・ガスリースから得られる収益（高入札額、賃料、ロイヤリティを含む）は、米国財務省、テキサス州、ルイジアナ州、ミシシッピ州、アラバマ州の沿岸州およびそれらの地方自治体、土地・水保全基金、歴史的保存基金へと配分されると同局は述べました。 2026年2月24日、BOEMはアメリカ湾外陸棚油・ガスリースセール259および261に関する以前の決定を再確認する決定記録（Record of Decision）を発表しました。この決定は、2025年8月29日に公表されたアメリカ湾地域リース販売およびリース後活動に関する最終プログラム的環境影響評価書（Final Programmatic Environmental Impact Statement）に続くもので、リース後計画、許可、現場別活動の将来の環境審査の枠組みを提供しています（同局による）。 BPのブラジルにおけるポジションと掘削スケジュール 2つの探査対象の活動について、BPはツピナンバ探査井は近日中に掘削開始（spud）される見込みであり、コンファー探査井は2027年に掘削される見込みであると述べました。 このファームダウンにより、BPが拡大しているブラジルポートフォリオにパートナーが加わります。同社は2025年8月に、ブラジルの3つの盆地にまたがる8つのオフショアブロックに持分を保有し、そのうち4つを運営しており、同国で50年以上の歴史があると発表しました。また、当時、ツピナンバブロックで2026年に探査井を掘削する計画があるとも述べました。 この開示は、BPがサントス盆地にあるブメランゲブロックで、リオデジャネイロから404キロメートル離れ、水深2,372メートルの地点で石油・ガスの発見をしたことの発表に伴うものでした。BPはブメランゲに対して100％の参加権を保有し、Pré-Sal Petróleo S.A. が生産共有契約の管理者を務めています。このブロックは2022年12月にブラジルのオープンエーカー生産共有ラウンドの第1サイクルで取得され、条件はコストオイル80％、利益オイル5.9％を含みます。BPはブメランゲを25年で最大の発見と評価し、ビレルは当時、同社の目標はブラジルに実質的で有利な生産ハブを確立する可能性を探ることだと述べました。
シェブロン、ベネズエラとの合意を発表 $7 Billion 投資計画
Chevronはベネズエラでの合弁事業条件を更新し、オリノコベルトで追加権益を取得する契約を発表しました。今後5年間で70億ドル超を投資し、生産拡大と新規プロジェクトを支える計画です。
Shell、Tri Star Energyの全株式取得に合意
Equilon Enterprises LLC、Shell Oil Products USとして事業、はTri Star Energy, LLC に対する株式持分を33%から100%に増やす契約に署名したと、Shell 発表しました 2026年9月1日。 この取引により、Shellは米国南東部で事業を展開しナッシュビル市場を拠点とするコンビニエンスストア運営者および燃料ディストリビューターの全所有権を取得します。 本契約に基づき、ShellはThe Parman Corporation、Kimbro Oil Companyおよびその子会社からTri Star Energyの残余持分を取得します。この買収により、Shellはテネシー州および周辺州における追加の320店舗の燃料・コンビニエンス小売拠点と、さらに552のディーラー所有拠点をカバーする供給契約の全所有者となります。Shellは、この取引により米国における自社所有のコンビニエンス小売拠点が2倍以上になると述べました。 買収が完了すると、Tri Star EnergyはShell Mobility & Convenience US LLC（SMC）の完全子会社であるTexas Petroleum Group, LLCにより運営されます。完了後、SMCのポートフォリオは米国南部における約550の自社所有コンビニエンス小売拠点と、約650のディーラー所有拠点との供給契約で構成されます。 「Tri Starは高品質な資産、献身的なチーム、そして忠実な顧客基盤を持つ強固な事業を築いてきました。この取引は、当社が独自の優位性を有し、長期的な株主価値を創出できる事業に資本を集中させる成長戦略と完全に合致しています」とShell plcのダウンストリーム、再生可能エネルギーおよびエネルギーソリューション部門のMachteld de Haan社長は述べました。 Shellは、米国内で最大規模のブランド燃料ネットワークとして、49州に約12,000の主に卸売業者およびディーラー所有の燃料・コンビニエンス小売拠点を持ち、1日あたり700万人以上の顧客にサービスを提供していると説明しました。同社は、今回の買収により米国内での自社所有拠点が大幅に強化されると述べました。世界的には、Shellおよびその関連会社は、燃料、電気自動車充電、コンビニエンス商品および非燃料製品・サービスを提供するShellブランドのモビリティ拠点で、1日あたり約2,900万人の顧客にサービスを提供しています。 Shellは、今回の買収がマーケティング事業に設定されたハードルレートを上回る内部収益率を生み出すと予測しています。取引の財務条件は公表されていません。この取引は、規制当局の承認と完了条件の満足を条件に、2026年末までに完了する見込みです。 戦略的背景 Shellは、この投資が2025年3月25日のキャピタルマーケットデイで提示した戦略と合致しており、低リターン領域から資本を再配分し、強い実績と明確な競争優位性を有する事業・市場へ集中すると述べました。そのイベントで、Shellはモビリティ＆コンビニエンス事業における成長キャッシュCAPEXの80%を、米国などの10の主要市場で使用し、そこからキャッシュフローの大部分を生み出すと発表しました。…
S&P Global が地球科学および石油工学ソフトウェアポートフォリオを SLB に譲渡
S&P Global は2026年9月1日に、地球科学および石油工学ソフトウェアポートフォリオの譲渡が完了したことを発表しました。譲受先は、旧称Schlumbergerのグローバルテクノロジー企業SLBです。取引の財務条件は開示されておらず、同社は述べたところ、譲渡がS&P Globalまたはそのエネルギー部門の財務結果に実質的な影響を与えるとは予想されていません。 この完了は、2026年4月24日に最初に発表された確定契約を最終化するもので、S&P Globalはワークフローソフトウェアではなく、独自のデータとインサイトに基づく上流エネルギー事業の新たな戦略的方向性を示しました。 譲渡ポートフォリオの条件 譲渡されたポートフォリオは、米国の陸上および非従来型オペレーターで広く使用されている地下・エンジニアリングソフトウェアアプリケーションと、それに付随するビジネスサービスで構成されています。4月の発表によると、資産にはKingdom Software、Petra、Harmony Enterprise、Analytics Explorer、SubPUMP、PowerTools、FieldDIRECT、Piper、WellTest、そしてThe Element Platformが含まれます。 4月に示された条件の下、S&P Global Energyは所有権移転後も譲渡された地球科学および石油工学ワークフローツールを通じて独自データの配信を継続します。両社はさらにデータ配信を拡大し、上流ビジネスのユースケース向けに新しいAIモデルを構築する協業を進めるための合意も締結しました。 戦略的提携とデータ配信 完了した取引は、S&P Globalが戦略的提携と呼ぶ枠組みを確立し、顧客は既に使用している日常のワークフロー内でS&P Global Energyのデータへのアクセスを維持できます。S&P Global Energyの社長Dave Ernsbergerは、部門のデータとインサイトへの注力を強調してこの完了を位置付けました。 「この取引が完了したことで、S&P Global Energyの上流事業は、世界クラスのデータとインサイトをグローバルエネルギー市場に提供することに引き続き鋭く注力します」とErnsbergerは述べました。「SLBとの戦略的提携により、顧客は日々使用しているツールを通じてS&P Global Energyのデータへのアクセスを継続できます。」 S&P Global Energyは、かつてS&P Global Commodity Insightsとして知られていましたが、4つの主要機能: 価格とニュースのPlatts、調査と助言のCERA、エネルギー拡大と持続可能性ソリューションのHorizons、そして業界協働のEvents に基づいて事業を構成しています。 Titan プラットフォームの開始 譲渡に合わせて、S&P…
ONEOK、Brazos Midstreamのミッドランドベイスン資産を44億2500万ドルで取得
ONEOK, Inc. は2026年8月30日、Brazos Midstreamのパーミアン・ミッドランドベイスンの天然ガス集積・処理資産を総額44億2500万ドルの現金対価で取得する最終合意書を締結したことを発表しました。この取得は、Apolloが運用するファンドおよび関連会社からの90億ドルの議決権なし少数株式投資によって資金調達され、ONEOKはその収益のうち50億ドルを既存の負債削減に充てる予定であると、企業共同発表で述べられています。 この取引は、推定2027年EBITDAの約7.5倍（年間シナジー約8000万ドルを含む）および推定2028年EBITDAの約6.0倍に相当すると示唆しています。ONEOKは、取得が直ちに1株当たり利益とフリーキャッシュフローを増加させ、今後5〜7年で中位から高位の1桁台調整EBITDA成長目標の上限に向けた勢いを高めると述べました。 「この取引は、ONEOKが統合エネルギーインフラを意図的に拡大・延長する戦略を示すものです」とONEOK社長兼CEOのPierce H. Norton IIは述べました。「これらの資産は、長期契約と魅力的な成長機会に支えられた最高水準のパーミアン・ミッドランドベイスンプラットフォームを加えるものです。」 取得資産 Brazos Midlandシステムは、長期固定料金契約の下で約60万エーカーの専用土地に支えられており、加重平均残存期間は12年以上です。現在、このシステムは、ExxonMobil 、Diamondback Energy 、およびDouble Eagleを含むパーミアン生産者からの14台の稼働中掘削リグに支えられています。 2027年第3四半期に完了予定のCassidy II処理プラントの完成後、システムは約700マイルの集積インフラと、7つの主要なパーミアン・ミッドランドベイスン郡にわたる1日当たり12億立方フィートの処理能力を有することになります。ONEOKはまた、主要な民間生産者とパーミアン・ミッドランドベイスン全域にわたる相互関心領域を取得します。 ONEOKは、取得によりミッドランドベイスンの処理能力が2.3億立方フィート/日程度に倍増し、現在建設中のプラントも含まれると述べました。同社は、これらの資産が既存のパーミアン・ミッドランドベイスンの天然ガス集積・処理、NGL輸送、原油インフラ（West Texas NGL Pipelineや間もなく完成するMedford NGL分留施設を含む）と相補的であると述べました。ONEOKは、統合されたフットプリント全体で商業、運用、資本活動を統合することで、長期にわたり大きな継続的シナジーを実現できると期待しています。 Fort Worth, Texasに本拠を置くBrazos Midstreamは、発表においてミッドランドベイスン最大の民間保有ミッドストリームプラットフォームであり、Old Ironsides Energy, LLCおよびEnCap Flatrock Midstream, L.P.の支援を受けていると説明されています。 少数株式投資条件 本契約に基づき、Apolloは90億ドルを投資し、新設の持株会社ONEOK Holdings, L.L.C.のクラスB持分を取得します。この持分は会社の負債に対して構造的に下位に位置付けられます。クラスB持分はONEOK, L.L.C.の事業からの四半期キャッシュフローの15%を受け取ることが見込まれ、ONEOKは条件付きで四半期ごとにキャッシュフローの最大20%をクラスB持分に分配するオプションを有します。 投資家の総リターンは、投資開始から最初の9年間は内部収益率（IRR）7.0%に上限が設定されており、これは発表によればONEOKの上場株式コストより低いとされています。目標IRRは10年目に7.35%に上昇し、15年目には最終上限の7.85%に達します。上限IRRを超える分配は時間とともに少数株式資本残高を減少させ、四半期分配が上限リターンを下回ってもペナルティはありません。上限IRRを超える価値創造はONEOKの普通株主に帰属します。 クラスB持分は持株会社に関する限定的な同意権を有し、取締役会への代表権や清算優先権はありません。また、すべてのONEOK上位債務に対して下位に位置付けられます。取引完了から8周年以降、またはクラスB資本勘定残高が2億ドルに達した時点で、ONEOKは7.0%…
