Chevron Corporation verwaltet ihre Investitionen in Tochtergesellschaften und Beteiligungsgesellschaften und bietet administrativen, finanziellen, Management- und Technologiesupport für die US-amerikanischen und internationalen Tochtergesellschaften, die in integrierten Energie- und Chemiebetrieben tätig sind.
### Segmente
Das Unternehmen operiert in zwei Segmenten, Upstream und Downstream.
Upstream: Die Upstream-Aktivitäten bestehen hauptsächlich aus der Exploration, Erschließung, Produktion...
Chevron Corporation verwaltet ihre Investitionen in Tochtergesellschaften und Beteiligungsgesellschaften und bietet administrativen, finanziellen, Management- und Technologiesupport für die US-amerikanischen und internationalen Tochtergesellschaften, die in integrierten Energie- und Chemiebetrieben tätig sind.
### Segmente
Das Unternehmen operiert in zwei Segmenten, Upstream und Downstream.
Upstream:
Die Upstream-Aktivitäten bestehen hauptsächlich aus der Exploration, Erschließung, Produktion und dem Transport von Rohöl und Erdgas; der Verarbeitung, Verflüssigung, dem Transport und der Regasifizierung von Flüssigerdgas; dem Transport von Rohöl durch internationale Ölexportpipelines; dem Transport, der Lagerung und dem Vertrieb von Erdgas; der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung sowie einer Gas-zu-Flüssigkeiten-Anlage.
Downstream:
Die Downstream-Aktivitäten bestehen hauptsächlich aus der Raffination von Rohöl zu Erdölprodukten; dem Vertrieb von Rohöl, raffinierten Produkten und Schmierstoffen; der Herstellung und dem Vertrieb von erneuerbaren Kraftstoffen; dem Transport von Rohöl und raffinierten Produkten per Pipeline, Schiff, motorisiertem Gerät und Eisenbahnwaggon; sowie der Herstellung und dem Vertrieb von handelsüblichen Petrochemikalien, Kunststoffen für industrielle Zwecke sowie Kraftstoff- und Schmierstoffzusätzen.
### Geschäft und Immobilien
Die Upstream- und Downstream-Aktivitäten des Unternehmens und seiner Beteiligungsgesellschaften sind geografisch weit gestreut, mit Betrieben und Projekten in Nordamerika, Südamerika, Europa, Afrika, Asien und Australien. Diese Aktivitäten werden von der Organisation Oil, Products and Gas verwaltet.
### Upstream-Segment
Das Unternehmen verkauft Rohöl, NGLs und Erdgas aus seinen Förderbetrieben gemäß einer Vielzahl von Vertragsverpflichtungen. Die meisten Verträge verpflichten das Unternehmen im Allgemeinen dazu, Mengen zu verkaufen, die auf der Produktion aus bestimmten Eigenschaften basieren, aber einige NGLs- und Erdgasverkaufsverträge spezifizieren die Lieferung von festen und bestimmten Mengen.
In den Vereinigten Staaten ist das Unternehmen vertraglich verpflichtet, von 2024 bis 2026 etwa 31 Millionen Barrel NGLs und 746 Milliarden Kubikfuß Erdgas an Dritte und Beteiligungsgesellschaften zu liefern.
Außerhalb der Vereinigten Staaten ist das Unternehmen vertraglich verpflichtet, von 2024 bis 2026 insgesamt 2,9 Billionen Kubikfuß Erdgas an Dritte und Beteiligungsgesellschaften aus Betrieben in Australien und Israel zu liefern.
Überprüfung laufender Aktivitäten in Schlüsselbereichen
Chevron betreibt Explorations- und Produktionsaktivitäten in vielen der weltweit bedeutendsten Kohlenwasserstoffbecken.
Die Upstream-Aktivitäten in den Vereinigten Staaten konzentrieren sich hauptsächlich auf Texas, New Mexico, Colorado, Kalifornien und den Golf von Mexiko.
Als einer der größten Produzenten im Permian Basin setzt Chevron die Entwicklung seines vorteilhaften Portfolios in West-Texas und Südost-New Mexico fort und wird voraussichtlich im Jahr 2025 eine Nettoproduktion von einer Million Barrel Öläquivalent pro Tag erreichen. Das Vermögen besteht aus gestapelten Formationen, die die Produktion aus mehreren geologischen Zonen von einzelnen Oberflächenstandorten ermöglichen, wodurch die Entwicklung für eine optimierte Kapazitätsauslastung von Anlagen und Infrastruktur inszeniert wird. Das Unternehmen hat eine Strategie der Fabrikentwicklung implementiert, die die Bohrung einer Reihe von horizontalen Bohrlöchern auf Mehrfachbohrplattformen und deren anschließende Fertigstellung mittels hydraulischer Frakturstimulation umfasst. Dieser Fertigungsprozess, kombiniert mit vorteilhaften Flächenbesitzungen und technologischen Fortschritten, hat Produktivitätsverbesserungen an einzigartigen geologischen Standorten im gesamten Becken ermöglicht. Flächenverkäufe, die längere Laterals ermöglichen, sowie die diversifizierten Landvermögen des Unternehmens über nicht betriebene Joint Ventures und Royalty-Positionen haben ebenfalls zu höheren Renditen im Permian Basin beigetragen. Im August 2023 schloss Chevron die Übernahme von PDC ab, wodurch dem Unternehmen 25.000 Nettoakren zu seiner bestehenden Position in West-Texas hinzugefügt wurden. Neben laufenden Emissionsreduktions- und Wasseraufbereitungsinitiativen wurde ein 50-Prozent-Joint-Venture-Solarstromprojekt in New Mexico in Betrieb genommen, das ab 2023 eine Kapazität von 20 MW erneuerbarer Energie pro Tag für nahegelegene Öl- und Gasbetriebe liefern kann. Im Jahr 2023 betrug die tägliche Nettoproduktion von Chevron im Permian Basin durchschnittlich 359.000 Barrel Rohöl, 205.000 Barrel NGLs und 1,3 Milliarden Kubikfuß Erdgas.
Chevron besitzt auch etwa 72.000 Nettoakren im Haynesville Shale in Ost-Texas. Das Unternehmen prüft strategische Möglichkeiten für diese Vermögenswerte.
In Colorado konzentriert sich die Entwicklung auf das Denver-Julesburg (DJ) Basin. Das Unternehmen verfolgt eine Fabrikentwicklungsstrategie, bei der Mehrfachbohrplattformen genutzt werden, um eine Reihe von horizontalen Bohrlöchern zu bohren, die anschließend mittels hydraulischer Frakturstimulation fertiggestellt werden. Es hat auch Anlagenkonstruktions- und Elektrifizierungsverbesserungen implementiert, um Vermögenswerte zu konsolidieren und Anlagen zu entfernen, was dazu beigetragen hat, den Flächenbedarf und die Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Im August 2023 schloss Chevron die Übernahme von PDC ab, wodurch 275.000 Nettoakren hinzugefügt wurden, die größtenteils an die bestehenden Betriebe angrenzen. Nach der Übernahme ist Chevron nun der größte Öl- und Erdgasproduzent im Bundesstaat mit etwa 605.000 Nettoakren im DJ Basin. Das Unternehmen plant, die kombinierte Flächenposition zu optimieren, um seine Ressourcen effizient zu entwickeln.
Im Jahr 2023 betrug die tägliche Nettoproduktion von Chevron in Colorado durchschnittlich 96.000 Barrel Rohöl, 69.000 Barrel NGLs und 606 Millionen Kubikfuß Erdgas. Chevron hat auch Betriebe im Piceance Basin in Colorado sowie eine Flächenposition in Wyoming.
Im Jahr 2023 war Chevron einer der größten Rohölproduzenten in Kalifornien mit einer durchschnittlichen täglichen Nettölproduktion von 77.000 Barrel. Chevron besitzt und betreibt zwischen 87 und 100 Prozent der Anteile an sechs Feldern, darunter Kern River, Cymric, Midway Sunset, San Ardo, Coalinga und Lost Hills.
Im Jahr 2023 betrug die tägliche Nettoproduktion im Golf von Mexiko durchschnittlich 170.000 Barrel Rohöl, 11.000 Barrel NGLs und 97 Millionen Kubikfuß Erdgas. Chevron ist an verschiedenen betriebenen und nicht betriebenen Explorations-, Entwicklungs- und Produktionsaktivitäten im Tiefwasser des Golfs von Mexiko beteiligt. Chevron hält auch nicht betriebene Beteiligungen an mehreren Schelffeldern.
Chevron hat ein 50-Prozent-Beteiligungsinteresse am Jack Field, ein 51-Prozent-Beteiligungsinteresse am St. Malo Field und ein 40,6-Prozent-Beteiligungsinteresse an der Produktionshosteinrichtung, die für die gemeinsame Entwicklung beider Felder genutzt wird, alle im Walker Ridge-Gebiet gelegen. Im Jahr 2023 lieferte ein zusätzliches Jack-Bohrloch erstmals Öl, und ein zusätzliches St. Malo-Bohrloch lieferte Anfang 2024 erstmals Öl. Das St. Malo Stage 4 Waterflood-Projekt soll im Jahr 2024 erstmals Wasserinjektionen liefern und die Installation von Mehrphasen-Subseepumpenmodulen abschließen. Die Jack- und St. Malo-Felder haben eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 20 Jahren.
Chevron hat ein zu 60 Prozent im Besitz und betrieben Interesse am Big Foot-Projekt, das sich im Tiefwasser des Walker Ridge-Gebiets befindet. Die Entwicklungsbohrungen sind im Gange, und die ersten beiden Injektorbohrungen wurden 2023 in Betrieb genommen. Das Projekt hat eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 30 Jahren.
Das Unternehmen hat ein zu 58 Prozent im Besitz und betrieben Interesse am Tiefwasserfeld Tahiti, das sich im Green Canyon-Gebiet befindet. Das Tahiti-Feld hat eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 20 Jahren.
Chevron hat Beteiligungen von 62,9 bis 75,4 Prozent an den Einheitsgebieten, die das Anchor-Feld enthalten, das sich im Green Canyon-Gebiet befindet. Phase 1 der Anchor-Entwicklung besteht aus einer siebenbrünnigen Subsea-Entwicklung und einer halbtauchenden schwimmenden Produktionsanlage. Im Jahr 2023 schloss Chevron die Installation der schwimmenden Produktionsanlage ab und begann mit den abschließenden Offshore-Inbetriebnahmearbeiten. Das Unternehmen bohrte auch das zweite von zwei Vorbohr-Entwicklungsbohrungen auf dem Anchor-Feld. Für Anchor wurden nachgewiesene Reserven anerkannt, und mit der ersten Produktion wird Mitte 2024 gerechnet.
Chevron hat ein zu 60 Prozent im Besitz und betrieben Interesse am Ballymore-Feld, das sich im Mississippi Canyon-Gebiet befindet und als Subsea-Anbindung an die bestehende Chevron-betriebene Blind Faith-Einrichtung entwickelt wird. Die Entwicklung umfasst drei Produktionsbohrungen, und mit der ersten Ölförderung wird 2025 gerechnet. Für dieses Projekt wurden nachgewiesene Reserven anerkannt.
Das Unternehmen hat ein zu 15,6 Prozent nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Tiefwasserfeld Mad Dog, das sich im Green Canyon-Gebiet befindet. Erstes Öl aus dem Mad Dog 2-Projekt wurde im April 2023 erreicht. Das Feld hat eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 30 Jahren.
Chevron hat ein zu 37,5 Prozent nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Perdido Regional Host, der die Produktion aus den Feldern Great White, Silvertip und Tobago im Alaminos Canyon-Gebiet aufnimmt. Das Perdido-Vermögen hat eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 15 Jahren.
Das Unternehmen hat ein zu 40 Prozent nicht betriebenes Arbeitsinteresse an der Whale-Entdeckung, die sich im Alaminos Canyon-Gebiet befindet. Die erste Produktion wird Ende 2024 erwartet, und für dieses Projekt wurden nachgewiesene Reserven anerkannt.
Chevron hat ein zu 25 Prozent nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Stampede-Feld, das sich im Green Canyon-Gebiet befindet. Das Stampede-Feld hat eine geschätzte verbleibende Produktionsdauer von mehr als 20 Jahren.
Im Jahr 2023 erhielt Chevron formell 73 Explorationsblöcke als Ergebnis der US-Golf von Mexiko-Versteigerung 259 und reichte Gewinngebote für zusätzliche 28 Explorationsblöcke als Ergebnis der US-Golf von Mexiko-Versteigerung 261 ein, vorbehaltlich behördlicher Genehmigung.
Im März 2023 erweiterte das Bayou Bend Carbon Capture and Sequestration-Hub, an dem Chevron zu 50 Prozent beteiligt ist und als Betreiber fungiert, seinen Besitz um 100.000 Acres in Südost-Texas. Damit verfügt die Tochtergesellschaft über insgesamt fast 140.000 Acres, die die dauerhafte Kohlendioxid (CO2)-Sequestrierung unterstützen.
Im September 2023 erwarb Chevron eine Mehrheitsbeteiligung an ACES Delta, LLC, einem Joint Venture, das das Advanced Clean Energy Storage (ACES Delta) Project in Delta, Utah, entwickelt. Das Projekt, das sich im Bau befindet, ist darauf ausgelegt, Wasserstoff aus erneuerbarer Energie herzustellen, diesen in zwei Salzkavernen zu speichern und bei Bedarf an wasserstofffähige Gasturbinen zu liefern, um Energie zu erzeugen. Der Start des ACES Delta-Projekts wird für 2025 erwartet.
‚Andere Amerikas‘ umfasst Argentinien, Brasilien, Kanada, Kolumbien, Mexiko, Suriname und Venezuela.
Argentinien
Chevron hat ein 50-prozentiges nicht betriebenes Interesse an den Konzessionen Loma Campana und Narambuena im Vaca Muerta-Schiefer. Bei Loma Compana wurden 2023 41 horizontale Bohrungen durchgeführt, von denen insgesamt 44 Bohrungen in Betrieb genommen wurden. Diese Konzession läuft 2048 aus, und die Narambuena-Konzession läuft 2027 aus.
Chevron besitzt und betreibt ein 100-prozentiges Interesse am El Trapial-Feld mit konventioneller Wasserflutung. Die Konzession für das konventionelle Feld läuft 2032 aus. Chevron besitzt und betreibt auch ein 100-prozentiges Interesse am Ostteil des El Trapial-Feldes im Vaca Muerta-Schiefer für die unkonventionelle Entwicklung. Im Jahr 2023 setzte Chevron die Entwicklung seiner unkonventionellen Ressourcen mit einer Bohranlage fort. Die unkonventionelle Konzession läuft 2057 aus.
Brasilien
Chevron hält zwischen 35 und 50 Prozent sowohl an betriebenen als auch an nicht betriebenen Interessen an vier Blöcken in den Campos- und Santos-Becken, nachdem sieben Blöcke im Jahr 2023 an die Regierung zurückgegeben wurden. Chevron reichte Gewinngebote für 15 zusätzliche Explorationsblöcke in den Süd-Santos- und Pelotas-Becken in der Versteigerungsrunde im Dezember 2023 ein, mit Verträgen, die 2024 unterzeichnet werden sollen.
Kanada
Die Upstream-Interessen in Kanada konzentrieren sich auf Alberta und die Offshore-Atlantikregion von Neufundland und Labrador. Das Unternehmen hat auch Interessen in Nordostbritisch-Kolumbien und der Beaufort-See-Region der Nordwest-Territorien.
Das Unternehmen hat ein 20-prozentiges nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Athabasca Oil Sands Project (AOSP) und am zugehörigen Quest-Kohlenstoffabscheidungs- und -speicherungsprojekt in Alberta. Ölsande werden sowohl aus den Muskeg River- als auch den Jackpine-Minen abgebaut, und Bitumen wird aus den Ölsanden extrahiert und zu synthetischem Öl aufbereitet. Die CO2-Emissionen aus dem Aufbereiter werden durch Kohlenstoffabscheidungs- und -speicherungsanlagen reduziert.
Chevron hat ein zu 70 Prozent im Besitz und betrieben Interesse an den meisten seiner Duvernay-Schieferflächen. Bis Ende 2023 wurden insgesamt 261 Brunnen an Produktionsanlagen angeschlossen. Das Unternehmen wird 2024 mit der Vermarktung seiner Interessen an diesen Vermögenswerten beginnen.
Chevron hat ein 26,9-prozentiges nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Hibernia-Feld und ein 24,1-prozentiges nicht betriebenes Arbeitsinteresse an den vereinigten Hibernia Southern Extension-Gebieten vor der Küste Atlantik-Kanadas. Das Unternehmen hat ein 29,6-prozentiges nicht betriebenes Arbeitsinteresse am schweren Ölfeld Hebron, ebenfalls vor der Küste Atlantik-Kanadas, das eine erwartete wirtschaftliche Lebensdauer von 25 Jahren hat.
Das Unternehmen hat ein 25-prozentiges nicht betriebenes Arbeitsinteresse an den Blöcken EL 1168 und EL 1148 vor der Küste Atlantik-Kanadas.
Kolumbien
Chevron hat ein zu 40 Prozent im Besitz und betrieben Interesse an den Offshore-Kolumbien-3- und Guajira Offshore-3-Blöcken. Chevron hat mit der Regierung die Rückgabe des Guajira Offshore-3-Blocks initiiert, die voraussichtlich 2024 abgeschlossen wird.
