Inpex Corporation · TSE:1605
Inpex — FY2007 Earnings Presentation
34 slides from Inpex's earnings presentation, May 14, 2007
Slide 1: Notice of partial correction to FY2007 results materials
平成 19 年 6 月 4 日 各 位 2007 年 3 月期決算説明会資料の一部訂正について 2007 年 5 月 14 日に開催いたしました「2007 年 3 月期決算説明会」の資料の一部に誤りが ありましたので、下記のとおり訂正させていただきます。 記 1. 訂正ページ 32 ページ「生産量予測－地域別」 2. 訂正内容 別紙のとおりであります（訂正部分には下線を付しております。 ）。 3. 訂正理由 生産量予測に、2009 年 4 月に生産開始を計画しております西豪州 WA-155-P（PartⅠ） 鉱区のヴァンゴッホ油田の生産量が含まれていないことが判明したことから、別紙のと おり資
Slide 2: 生産量予測—地域別 (before and after correction)
生産量予測—地域別 2006年3月期 – 2012年3月期 年平均成長率 2.6% 550 2007年3月期 – 2009年3月期 年平均成長率 6.2% 500 440 450 418 3% 10% 400 378 4% 350 36% (千BOED) 300 37% 43% 250 11% 7% 200 11% 150 47% 44% 100 29% 50 5% 6% 7% 0 2006年 3月 期 2007年 3月 期 2008年 3月 期 2009年 3月 期 2010年 3月 期 2011年 3月 期 2012年 3月 期 （実績） （実績） 日本 アジア/オセアニア NIS諸国 中
Slide 3: 2007年3月期 決算説明会
2007年3月期 決算説明会 国際石油開発帝石ホールディングス株式会社 2007年5月14日 1
Slide 4: 本日の議題
本日の議題 1. 2007年3月期決算 取締役 藤井睦久 2. 事業活動報告 代表取締役社長 黒田直樹 2
Slide 5: 注意事項
注意事項 当プレゼンテーションは、当社の計画と見通しを反映した、将来予想に関する記述に該当 する情報を含んでおります。かかる将来予想に関する情報は、現在入手可能な情報に鑑 みてなされた当社の仮定および判断に基づくものであり、これには既知または未知のリス ク、不確実性およびその他の要因が内在しております。かかるリスク、不確実性およびその 他の要因は、かかる将来予想に関する情報に明示的または黙示的に示される当社の将来 における業績、経営結果、財務内容に関してこれらと大幅に異なる結果をもたらす可能性 があります。かかるリスク、不確実性およびその他の要因には下記のものが含まれますが、 これらに限られる
Slide 6: 連結子会社および持分法適用関連会社
連結子会社および持分法適用関連会社 連結子会社 60社 主な連結子会社 国（地域）名 出資比率 ステージ 国際石油開発 インドネシア 100% 生産中 帝国石油 日本 100% 生産中 ナトゥナ石油 インドネシア 100% 生産中 サウル石油 チモール海・共同開発地域 100% 生産中 インペックス西豪州ブラウズ石油 オーストラリア 100% 開発検討中 ジャパン石油開発 アラブ首長国連邦 100% 生産中 帝石コンゴ石油 コンゴ 100% 生産中 インペックス南西カスピ海石油 アゼルバイジャン 51% 生産中 インペックス北カスピ海石油 カザフスタン 45% 開発中 持分法適用関連会社 13
Slide 7: 国際石油開発帝石HD 損益計算書
国際石油開発帝石HD 損益計算書 （億円） 07年3月期 国際石油開発(連結) : 8,773 帝国石油 (連結) : 1,148 売上高 9,697 仕入販売取引相殺: △224 売上原価 3,437 計 9,697 原油売上高: 6,074 探鉱費 176 天然ガス売上高: 3,329 販売費及び一般管理費 491 原油売上原価 : 2,371 営業利益 5,590 天然ガス売上原価 : 860 営業外収益 600 権益譲渡収入 : 335 営業外費用 328 受取利息 : 128 経常利益 5,862 支払利息 : 123 法人税等及び法人税等調整額 4,132 生産物回収勘定引当金繰入
Slide 8: 売上高（地域別、製品別）
売上高（地域別、製品別） 地域別 （億円） 製品別 （億円） 0% 8% 3% 2 40% 293 34% 773 3,860 3,329 3,875 6,074 1,186 40% 63% 12% 日本 アジア・オセアニア NIS諸国 中東・アフリカ 米州 原油 天然ガス 石油製品他 海外原油 海外天然ガス 国内天然ガス 販売量 83,105千bbl 318,585百万cf 1,273百万m3 平均販売単価 $62.16/bbl $7.51/千cf ￥34.96/m3 6
Slide 9: 国際石油開発 原油売上高
国際石油開発 原油売上高 06年3月期 07年3月期 増減 増減率 原油売上高* (億円) 4,626 5,912 1,285 27.8% 原油販売量 (千bbl) 72,522 80,734 8,212 11.3% 平均単価 ($/bbl) 55.77 62.40 6.63 11.9% 平均為替 (￥/$) 113.62 116.90 3.28 2.9% *インドネシア国内供給義務を含む。 主にACG油田(インペックス南西カスピ海石油)およびADMA鉱区(ジャパン石油開発) の生産量増加 により前期比11.3%増加。 7
Slide 10: 国際石油開発 天然ガス売上高
国際石油開発 天然ガス売上高 06年3月期 07年3月期 増減 増減率 天然ガス売上高 *(億円) 2,415 2,860 445 18.4% 天然ガス販売量 (百万cf) 286,755 318,413 31,659 11.0% 平均単価 ($/千cf) 7.01 7.51 0.5 7.1% 平均為替 (￥/$) 113.46 116.91 3.45 3.0% *LPGを含む。 マハカム沖鉱区よりボンタンLNGプラント向けの原料ガス供給量の増加およびバユ・ウンダンLNGプ ロジェクト向けのガス供給開始（サウル石油）により、前期比11.0%増加。 8
Slide 11: 国際石油開発 売上高 増収要因分析
国際石油開発 売上高 増収要因分析 (億円) 250 785 8,000 696 8,773 6,000 7,042 4,000 06年3月期 販売量の増加 価格上昇 為替（円安） 07年3月期 9
Slide 12: 国際石油開発 損益計算書
国際石油開発 損益計算書 （億円） 06.3期 07.3期 増減 増減率 売上高 7,042 8,773 1,730 24.6% 原油売上原価 : 2,323 （増減） ＋593 売上原価 2,579 3,066 486 18.9% 天然ガス売上原価 : 742 探鉱費 55 147 92 168.0% （増減） △106 販売費及び一般管理費 141 218 76 54.0% アジア・オセアニア地域での探鉱 投資の増加 営業利益 4,266 5,341 1,074 25.2% 原油輸送費、減価償却費の増加 営業外収益 122 582 459 374.6% 営業外費用 353 258 △94
Slide 13: 国際石油開発 営業外収益・費用
国際石油開発 営業外収益・費用 （億円） 06.3期 07.3期 増減 増減率 営業外収益 122 582 459 374.6% 受取利息 97 121 24 25.2% 持分法による投資利益 13 9 △3 △27.4% イクシス権益の一部譲渡による 権益譲渡収入 ‐ 335 335 ‐ 収入 為替差益 ‐ 56 56 ‐ 円安による生産物回収勘定にお その他 11 58 46 395.1% ける為替差益 営業外費用 353 258 △94 △26.8% 支払利息 90 115 25 28.0% 探鉱関係の引当金（生産物回収 勘定、探鉱事業引当金）は、アジ 生産物回収勘定引当金繰入額 36
Slide 14: 帝国石油 原油売上高
帝国石油 原油売上高 05年4月～06年3月* 07年3月期 増減 増減率 原油売上高 (億円) 181 161 △20 △11.1% 海外原油販売量 (千bbl) 3,561 2,371 △1,189 △33.4% 平均単価 ($/bbl) 44.42 53.90 9.47 21.3% 平均為替 (￥/$) 113.02 116.83 3.81 3.4% 国内原油販売量 (千kl) 8.5 27.1 18.6 217.7% 平均単価 (￥/kl) 36,669 45,694 9,025 24.6% ベネズエラ事業：売上計上なし/原油JV（持分法適用会社）の業績貢献は2008年3月期から見込
Slide 15: 帝国石油 天然ガス売上高
帝国石油 天然ガス売上高 05年4月～06年3月* 07年3月期 増減 増減率 天然ガス売上高 (億円) （LPGを含む） 407 471 63 15.6% 海外ガス販売量 (百万cf) 27,757 172 △27,585 △99.4% 海外ガス平均価格 ($/千cf) 0.74 6.77 6.03 813.1% 海外ガス売上為替 (￥/$) 113.23 116.39 3.16 2.8% 国内ガス販売量 (百万Nm3) 1,033 1,273 240 23.2% 国内ガス平均価格 (￥/Nm3) 35.43 34.96 △0.47 △1.3% 国内LPG販売量 (ton) 19,761 2
Slide 16: 帝国石油 売上高 増収要因分析
帝国石油 売上高 増収要因分析 （億円） 1,200 95 79 △ 75 23 6 1,000 1,148 * 800 1,020 600 05年4月～ 国内天然ガス ベネズエラ 石油製品 油価上昇 為替（円安） 07年3月期 06年3月 拡販 売上未計上 その他増収 *当該金額は2005年決算（1～12月）から2005年第1四半期（1～3月）を差し引き、決算期変更に伴う2006年1～3月決算を加えた参考数値である。 *2006年1～3月決算は、決算期変更に伴う変則決算であり、決算期変更を行わなかった連結子会社の一部の決算を含まない。 14
Slide 17: 帝国石油 損益計算書
帝国石油 損益計算書 05.4月～ （億円） 07.3期 増減 増減率 06.3月* 売上高 1,020 1,148 127 12.5% 石油製品及び原油 買入代 : 212 売上原価 551 596 44 8.1% （増減） +54 探鉱費 33 28 △4 △13.1% 販売費及び一般管理費 201 208 6 3.0% 持分法による 3 営業利益 233 315 81 34.9% 投資利益 : （増減） △39 営業外収益 79 47 △32 △40.4% 営業外費用 38 66 27 73.1% 生産物回収勘定 14 引当金繰入額 : 経常利益 275 296 21 7.8% （増減）
Slide 18: 国際石油開発帝石HD 貸借対照表
国際石油開発帝石HD 貸借対照表 （億円） 07年3月期末 流動資産 4,741 有形固定資産 2,192 無形固定資産 2,658 生産物回収勘定 3,191 その他 3,809 生産物回収勘定引当金 △511 資産合計 16,081 流動負債 2,662 固定負債 2,618 純資産 10,800 （うち少数株主持分 511） 負債・純資産合計 16,081 1株当たり純資産 （円） 436,467.92 期末発行済株式数（連結）2007年3月期 2,357,320.50株 16
Slide 19: 国際石油開発帝石HD キャッシュフロー
国際石油開発帝石HD キャッシュフロー （億円） 07年3月期 税金等調整前当期純利益 5,862 減価償却費 305 生産物回収勘定（資本支出）の回収額 1,059 生産物回収勘定（非資本支出）の増加額 △189 法人税等の支払額 △4,401 その他 △317 営業活動によるキャッシュフロー 2,319 有形固定資産の取得による支出 △378 投資有価証券の取得による支出・売却による収入（ネット） △662 生産物回収勘定（資本支出）の支出 △1,113 その他 61 投資活動によるキャッシュフロー △2,092 財務活動によるキャッシュフロー 137 現金及び現金同等物の期末残高 1,8
Slide 20: 2008年3月期 連結業績予想
国際石油開発帝石HD 2008年3月期 連結業績予想 前提 上期 下期 通期 Brent 油価（$/bbl） 55.0 55.0 55.0 為替レート（円/US$） 110 110 110 通期 07年3月期実績 08年3月期予想 増減 増減率 売上高 （億円） 9,697 8,560 △1,137 △11.7% 営業利益 （億円） 5,590 4,140 △1,451 △25.9% 経常利益 （億円） 5,862 4,100 △1,763 △30.1% 当期純利益 （億円） 1,650 960 △691 △41.9% 中間期 売上高 （億円） 5,008 4,290 △718 △14.3%
Slide 21: 2008年3月期業績予想 基礎前提
2008年3月期業績予想 基礎前提 2007年3月期実績 2008年3月期予想 増減 増減率 原油 （千バレル）1 83,276 92,074 8,798 10.6% 販売量 天然ガス （百万cf）2 366,080 418,495 52,415 14.3% LPG （千バレル）3 1,351 1,676 325 24.1% 石油製品 （千バレル）1 2,424 2,201 △223 △9.2% 2007年3月期実績 2008年3月期予想 増減 開発投資額（億円） 1,859 2,847 987 探鉱投資額4（億円） 316 746 429 探鉱費および 268 531 262 探鉱関連引当額
Slide 22: 原油価格・為替レートのセンシティビティ
原油価格・為替レートのセンシティビティ 油価・為替変動の2008年3月期当期純利益に与える影響額（試算） 油価1ドル 上昇（下落）した場合 ＋30.5億円(△30.5億円） 為替（円/US$）1円 円安(円高）になった場合 ＋11.8億円（△11.8億円） （注） 原油価格（Brent）を1ドル変動させた場合、為替1円変動させた場合の2008年3月期の当期純利益 に対する影響額をそれぞれ試算したものです。 影響額は、生産量、投資額、コスト回収額などの変動により変わる可能性があり、また、油価及び 為替の水準により、常に同じ影響額になるとは限らない点にご留意ください。 20
Slide 23: INPEX @ TEISEKI
INPEX @ TEISEKI Sm MOR —_ 21
Slide 24: 経営統合の進捗状況
経営統合の進捗状況 統合後1年間の実施状況 ¾ 経営効率を重視し統一的な意思決定に基づいた投資・経営戦略と競争力強化に向けた融合効果の追求 ¾ 2008年4月適用開始予定の日本版SOX法に対応した内部統制構築、事業持株会社の経理、人事などの 新情報システムはメジャーズ等で多用されているSAP社のソフトをベースに基本設計を開始、会社情報 開示規程制定による情報開示体制強化など、事業持株会社の基盤整備を推進 ¾ 両社の強みを生かし、スピード感と効率を重視した新組織の基本骨格を決定 ¾ 従業員の融和、魅力ある企業風土の形成を目指し、従業員の意識調査を実施、人事・賃金制度の基本骨 格を決定 ¾ JOD
Slide 25: 確認埋蔵量（製品別/地域別）
確認埋蔵量* （製品別/地域別） 製品別 地域別 2,000 2,000 1,775 1,770 1,775 1,770 1,800 1% 1% 1,800 1,600 1,600 685 630 1,400 1,400 48% 45% 1,200 1,200 百万BOE 百万BOE 1,000 1,000 800 7% 12% 800 600 1,139 600 1,090 35% 33% 400 400 200 200 10% 9% 0 0 2006年 3月 ** 2007年 3月 2006年 3月 ** 2007年 3月 日本 アジア・オセアニア NIS諸国 中東・アフリカ 米州 原油／
Slide 26: 推定埋蔵量によるアップサイド・ポテンシャル
推定埋蔵量*によるアップサイド・ポテンシャル 可採年数 4,000 （2007年3月末時点） 3,728 （RP Ratio） 3,500 3,000 1,959 1,959 2,500 百万BOE 2,000 1,770 24.5年 1,500 485 485 485 1,000 11.6年 1,285 1,285 1,285 500 0 確認開発埋蔵量 確認未開発埋蔵量 確認埋蔵量 推定埋蔵量 確認+推定埋蔵量 注: * 推定埋蔵量はDeGolyer&MacNaughton社の埋蔵量評価鑑定書に基づくSPE（米国石油技術者協会）/WPC（世界石油会議）の基準に従った数値。DeGolyer&
Slide 27: リザーブ・リプレースメント・レシオ（RRR）
リザーブ・リプレースメント・レシオ*（RRR）（2004-2006年平均） 400% 308% 293% 300% 255% 250% 233% 200% 177% 170% 122% 120% 106% 103% 94% 100% 83% 69% 0% Apache Anadarko Conoco Phillips Occidental Exxon M obil Total ENI BP PTTEP Statoil** BG*** Talisman Chevron ホー ル デ ィン グ ス 出所： 直近の各社公表財務情報より 注: * 買収による埋蔵量の増加を含む期中の確認埋蔵量増加分／期
Slide 28: 生産開始スケジュール
生産開始スケジュール オーストラリア、チモール海 インドネシア 共同石油開発地域 イクシス オーストラリア ラベンスワース アバディ 2015 インドネシア オーストラリア ヴァン・ゴッホ オーストラリア 2014 クダタシ・ジャハール ノースブルット チモール海共同石油開発地域（JPDA） インドネシア 2013 NIS諸国 バユ・ウンダン タングー 2012 チモール海共同石油開発地域（JPDA） インドネシア シシ・ヌビ インドネシア 2011 カシャガン カザフスタン ヒウ クリシ インドネシア インドネシア 2010 カイラン アクトテ カザフスタン カザフスタン サデワ APN イ
Slide 29: 探鉱・開発投資計画
探鉱・開発投資計画 タイプ別 地域別 （億円） （億円） 4,000 4,000 3,593 3,593 3,321 3,402 3,500 3,321 3,402 3,500 274 44 257 127 125 109 3,000 3,000 399 592 458 2,500 2,500 738 2,176 2,176 28 501 657 2,847 2,000 2,000 198 3,038 3,143 706 1,500 1,500 1,859 1,901 2,025 1,000 1,000 1,813 1,129 500 500 746 316 283 259 155 90 51
Slide 30: 国内天然ガス事業
国内天然ガス事業 インフラ整備状況 ⎯ 南長岡ガス田に新系列増設が完成 （天然ガス処理能力：合計約500万m3/日） ⎯ 静岡ライン、南富士幹線が完成 （静岡ガス㈱への販売：1～2億ｍ3/年を上乗せ） 天然ガス拡販状況 ⎯ 大口工業用を中心に想定を大幅に上回る拡販 国産ガス ⎯ 前年比約23％増、年間12億m3の4年前倒し達成 さらなるインフラ増強へ ⎯ 関原地下貯蔵システムの増強 （天然ガス排出能力を1.5倍へ） ⎯ 群馬連絡幹線構想 ⎯ 新青海ライン LNG （気化ガス） 埋蔵量の拡大に向けて ⎯ MHF技術により北部開発を促進 （10％以上の埋蔵量追加期待） LNGの
Slide 31: インドネシア・マハカム沖鉱区
インドネシア・マハカム沖鉱区 2007年度の計画 マハカム沖鉱区 ¾ ボンタンLNG基地のLNG安定供給に向けた継 続的なガス田開発 － トゥヌ及びペチコガス田の段階的開発及びタン ボラガス田の追加開発実施中 － シシ・ヌビガス田は2007年10月末の生産開始 を目標にフェーズ１開発の施設建設作業中 中長期的な課題 ¾ ボンタンLNG基地へのガス安定供給の継続 ¾ 2010年12月、2011年3月に更新を迎えるLNG 販売契約の延長 29
Slide 32: 中長期的な成長ドライバー ACG、カシャガン
中長期的な成長ドライバー ACG、カシャガン ACG（Azeri-Chirag-Gunashili)油田（アゼルバイジャン） ¾ 2005年2月、フェーズ1（アゼリ油田中央部）生産開始 カシャガン油田 ¾ フェーズ2（アゼリ油田西部及び東部）は2005年12月に アゼリ油田西部から生産を開始し、アゼリ油田東部では BTCパイプライン 2006年10月から生産開始 ¾ フェーズ3（グナシリ油田深海部）の生産開始は2008年 ＡＣＧ油田 第2四半期を予定 ¾ BTCパイプラインは2006年6月より稼動開始 ¾ 2009年に日量100万バレルの生産を達成予定 カシャガン油田他（カザフスタン）
Slide 33: 大規模オペレータープロジェクト
大規模オペレータープロジェクト オーストラリア・イクシス・ガスコンデンセート田 （WA-285-P鉱区） ¾ LNGによる商業化を前提に開発検討作業及び マセラ鉱区 マーケティングを積極的に取り組み中 ¾ ガス埋蔵量の拡大を目的として、2007年4月より ＷＡ-２８５-Ｐ 試掘井掘削開始 ¾ 2012年のLNG生産開始を目標に、初期段階として LNGを年間約760万トン、コンデンセートとLPGをあ わせて日量約10万バレルの生産・販売を予定 ¾ 供給能力、需要家の動向等を踏まえ、更に増産も 検討 インドネシア・アバディ・ガス田（マセラ鉱区） ¾ 埋蔵量評価を目的として、2007年5月よ
Slide 34: 生産量予測—地域別
生産量予測—地域別 2006年3月期 – 2012年3月期 年平均成長率 2.9% 550 2007年3月期 – 2009年3月期 年平均成長率 6.2% 500 449 450 418 9% 3% 400 378 4% 350 36% (千BOED) 300 43% 37% 250 11% 7% 200 11% 150 47% 44% 100 30% 50 5% 6% 7% 0 2006年 3月 期 2007年 3月 期 2008年 3月 期 2009年 3月 期 2010年 3月 期 2011年 3月 期 2012年 3月 期 （実績） （実績） 日本 アジア/オセアニア NIS諸国 中東