Olie zoeken in Nigeria en Australië

Aandeelhouders van Koninklijke/Shell en analisten zoeken nog steeds naar een verklaring voor de plotselinge herwaardering van de bewezen reserves van het concern. Ongeveer de helft van de wereldwijde vermindering met 3,9 miljard vaten kwam voort uit gewijzigde schattingen in Nigeria en Australië. In Nigeria, waar Sir Philip Watts tussen 1991 en 1994 aan het hoofd van de Shell-activiteiten stond, heeft het concern weinig losgelaten over de vraag of de veranderingen te maken hebben met de politieke onrust en het geweld rond de olie-industrie in het land. Nigeria is één van de belangrijkste markten voor Shell, dat deelneemt in een joint venture die bijna de helft van Nigeria's dagelijkse olieproductie van 2 miljoen vaten voor zijn rekening neemt.

Eén vraag luidt of Shell te agressief is geweest bij het boeken van nieuwe reserves in Nigeria, waar zowel de oliemaatschappijen als de regering uit waren op een snelle expansie van de olie-industrie. De regering, die verlegen zit om inkomsten en ruim 90 procent van zijn exportverdiensten aan de olie ontleent, wil de reserves zien toenemen van zo'n 33 miljard vaten nu naar 40 miljard vaten in 2010. Grotere reserves betekenen een groter productiequotum van de Organisatie van Olie-Exporterende Landen (OPEC). Commercieel gezien zou Shells vermogen om grote olievelden als het diepzeeproject van Bonga te exploiteren, kunnen afhangen van de vraag of Nigeria een groter quotum van de OPEC krijgt.

Shell zegt dat de herwaardering louter een `commerciële en technische' aangelegenheid is, die geen invloed heeft op de diepzeereserves die het steeds vaker wil gaan exploiteren. Het totaal aan reserves die het concern bij de Nigeriaanse overheid opgeeft, zou niet gewijzigd zijn.

Een ander mogelijk probleem is de situatie in de olierijke Nigerdelta, waar de ontwikkeling van de olie-industrie gepaard is gegaan met criminele activiteiten en diepgewortelde woede onder de plaatselijke bevolking over vervuiling en onderontwikkeling. Vorig jaar leidde het geweld in de regio tot de tijdelijke sluiting van meer dan een derde van de olieproductiefaciliteiten in het land. Shell was een van de zwaarst getroffen bedrijven. Shell wil niet zeggen of het hierdoor pessimistischer is geworden over de mogelijkheden om een aantal olievelden op het vasteland succesvol te ontwikkelen.

In Australië is Shells herwaardering van zijn reserves in Gorgon, onderdeel van één van de grootste gasvelden ter wereld, de jongste in een reeks van problemen rond de activiteiten van het concern in dat land. Het is onduidelijk wie het besluit heeft genomen om de reserves in Gorgon in de boeken terug te brengen naar het niveau van 1997. Shell Australia heeft – evenals andere delen van het uitgestrekte wereldrijk van het concern – altijd een hoge mate van autonomie gekend.

De afgelopen zes jaar heeft Shell moeten afzien van de exploitatie van een veld dat als een belangrijke ontdekking was aangemerkt, is het bijna op de vuist gegaan met zijn partners in een van zijn drie voornaamste exploratie-en productieprojecten en zijn de pogingen om Australië's grootste onafhankelijke olie- en gasbedrijf Woodside over te nemen, mislukt. Het concern heeft eveneens in de jaren negentig honderden miljoenen aan exploratie uitgegeven, die weinig nieuwe reserves hebben opgeleverd.

Eén probleem betrof Cornea, een olie- en gasvondst in hetzelfde gebied als Gorgon. Aanvankelijk begroette het concern Cornea als een enorme vondst en was het van plan 46 boorinstallaties neer te zetten, maar uit de eerste vijf boringen bleken ernstige tekortkomingen in de geologische studies, waardoor het veld moest worden opgegeven.

Na Cornea werd het exploratiebudget van Shell Australia gekortwiekt. In 2002 waren de uitgaven aan exploratie afgenomen tot 19 miljoen Australische dollar (12 miljoen euro), tegen 95 miljoen Australische dollar in 1999. Vandaag de dag zijn Shells grote drie exploratie- en productieprojecten in Australië Gorgon, Greater Sunrise en de North West Shelf (NWS). Voor Greater Sunrise, in de Zee van Timor ten noorden van Darwin, worden nog steeds afnemers gezocht. Maar de exploitatie is ook gehinderd door de onenigheid tussen Shell en zijn partners, met name ConocoPhillips, over de ontwikkeling ervan. Aanvankelijk zou er een pijpleiding worden gelegd als onderdeel van de infrastructuur voor Bayu Undan, een ander gasproject van ConocoPhillips in de Zee van Timor. Maar tot ongenoegen van ConocoPhillips besloot Shell in 2001 dat Sunrise een uithangbord moest worden voor zijn nieuwe drijvende boorplatforms, waar het gas direct zou worden gekoeld in plaats van het aan land te brengen. De partners zijn er nog steeds niet uit.