Inpex Corporation · TSE:1605

Inpex — FY2008 Earnings Presentation

36 slides from Inpex's earnings presentation, May 16, 2008

  1. Slide 1: 2008年3月期 決算説明会

    2008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 2008年5月16日 1

  2. Slide 2: 本日の議題

    本日の議題 1. 2008年3月期決算 取締役 経理・IT本部長 藤井睦久 2. 事業活動報告 代表取締役社長 黒田直樹 2

  3. Slide 3: 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

  4. Slide 4: 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% 開発準備作業中 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 コンゴ民主共和国 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

  5. Slide 5: 2008年3月期 決算ハイライト

    2008年3月期 決算ハイライト 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 売上高 （億円） 9,697 12,029 2,332 24.1% 営業利益 （億円） 5,590 7,142 1,551 27.7% 経常利益 （億円） 5,862 6,857 995 17.0% 純利益 （億円） 1,650 1,732 81 4.9% 1株当たり純利益 （円） 70,423.45 73,510.14 3,086.69 4.4% 期中平均株式数（連結）2008年3月期 2,356,759株 1株当たりの年間配当金 （円） 中間 - 3,500 - - 期末 7,000 4,000 - - 年間合計

  6. Slide 6: 原油売上高

    原油売上高 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 売上高 (億円) 6,074 7,834 1,760 29.0% 販売量 (千bbl) 83,276 85,716 2,440 2.9% 海外平均単価 ($/bbl) 62.16 80.07 17.91 28.8% 国内平均単価 (¥/ｋｌ) 45,694 62,225 16,531 36.2% 平均為替 (¥/$) 116.90 113.65 3.25円高 2.8%円高 地域別販売量 (千bbl) 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 170 408 237 日本 139.3% (27千kl) (65千kl) （38千kl) アジア・

  7. Slide 7: 天然ガス売上高

    天然ガス売上高（注） 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 売上高 (億円) 3,241 3,789 548 16.9% 販売量 (百万cf) 366,080 402,081 36,001 9.8% 海外生産分平均単価 ($/千cf) 7.51 8.26 0.75 10.0% 国内生産分平均単価 (¥/m3) 34.96 35.70 0.74 2.1% 平均為替 (¥/$) 116.91 113.78 3.13円高 2.7%円高 地域別販売量 (百万cf) 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 47,495 61,846 14,351 日本 30.2% (1,273百万m3) (1,6

  8. Slide 8: 2008年3月期売上高 増減要因分析

    2008年3月期売上高 増減要因分析 (億円) 2,166 12,000 486 △ 310 △9 10,000 8,000 6,000 12,029 9,697 4,000 2,000 0 07年3月期 販売量 販売単価 為替 08年3月期 その他 売上高 の増加 の上昇 （円高） 売上高 8

  9. Slide 9: 損益計算書

    損益計算書 原油売上 : 7,834 （億円） 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 （増減） +1,760 天然ガス売上（注） : 3,910 売上高 9,697 12,029 2,332 24.1% （増減） +581 売上原価 3,437 3,905 467 13.6% 探鉱費 176 340 164 92.7% 原油売上原価 : 2,844 （増減） +473 販売費及び一般管理費 491 641 149 30.4% 天然ガス売上原価（注） : 888 （増減） +28 営業利益 5,590 7,142 1,551 27.7% 営業外収益 600 330 △269 △44.9% ジ

  10. Slide 10: 営業外収益・費用

    営業外収益・費用 （億円） 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 営業外収益 600 330 △269 △44.9% 受取利息 128 109 △18 △14.5% 前期はイクシスの権益一部譲渡 による収入 受取配当金 22 54 31 137.4% 持分法による投資利益 13 17 4 30.7% バユ・ウンダンガスプロジェクトに 権益譲渡収入 335 - △335 △100.0% おける隣接鉱区との埋蔵量再評 価の結果、権益比率が上昇した 埋蔵量再評価精算益 - 40 40 - ことに伴う精算益 石油契約発効に伴う精算益 - 34 34 - 為替差益 57 27 △29 △52.1%

  11. Slide 11: 2008年3月期純利益 増減要因分析

    2008年3月期純利益 増減要因分析 主な要因 主な要因 ・ロイヤリティの増加（JODCO） ・ジョスリン、マセラ及び国内の増加 ・開発井掘削関連費用の増加（INPEX及びナトゥナ石油） (億円) 2,166 主な要因 4,000 ・原油輸送費の増加 △310 △9 ・減価償却費の増加 △467 3,000 △309 △149 486 △410 2,000 主な内訳 △781 埋蔵量再評価精算益 +40億円 △135 石油契約発効に伴う精算益 +34億円 1,000 1,732 1,650 権益譲渡収入 △335億円 投資有価証券評価損 △213億円 0 探鉱費 販売費 少数株主 07年3月期

  12. Slide 12: 貸借対照表

    貸借対照表 （億円） 07年3月期末 08年3月期末 増減 増減率 流動資産 4,741 5,651 909 19.2% 有形固定資産 2,192 2,544 352 16.1% 無形固定資産 2,658 2,654 △3 △0.1% 生産物回収勘定 3,191 3,831 640 20.1% その他 3,809 4,111 301 7.9% 生産物回収勘定引当金 △511 △714 △202 39.6% 資産合計 16,081 18,079 1,997 12.4% 流動負債 2,662 3,252 590 22.2% 固定負債 2,618 2,438 △180 △6.9% 純資産 10,80

  13. Slide 13: キャッシュフロー

    キャッシュフロー （億円） 07年3月期 08年3月期 増減 増減率 税金等調整前当期純利益 5,862 6,857 995 17.0% 減価償却費 305 361 55 18.2% 生産物回収勘定（資本支出）の回収額 1,059 921 △138 △13.0% 生産物回収勘定（非資本支出）の増加額 △189 △260 △70 37.4% 法人税等の支払額 △4,401 △4,568 △166 3.8% その他 △317 327 644 △203.1% 営業活動によるキャッシュフロー 2,319 3,639 1,320 56.9% 有形固定資産の取得による支出 △378 △594 △216 5

  14. Slide 14: 主要財務指標

    主要財務指標 ネットROACE* ROE** 20.4% 21.4% 17.7% 15.8% 2007年 3月期 2008年 3月期 2007年 3月期 2008年 3月期 純有利子負債／使用総資本（ネット）*** 自己資本比率**** 64.0% 64.0% 2007年 3月期 2008年 3月期 (18.6%) (36.1%) 2007年 3月期 2008年 3月期 * ネットROACE = （当期純利益＋少数株主損益＋（支払利息－受取利息）×（1－実効税率））／（純資産及び純有利子負債の合計の期初と期末の平均） ** ROE =当期純利益／（純資産－少数株主持分）の期初と期末の平均値 *

  15. Slide 15: 2009年3月期 連結業績予想

    国際石油開発帝石HD 2009年3月期 連結業績予想 前提 上期 下期 通期 Brent 油価（$/bbl） 90 80 85 為替レート（円/US$） 100 100 100 通期 08年3月期（実績） 09年3月期（予想） 増減 増減率 売上高 （億円） 12,029 10,400 △1,629 △13.5% 営業利益 （億円） 7,142 6,160 △982 △13.8% 経常利益 （億円） 6,857 5,890 △967 △14.1% 純利益 （億円） 1,732 1,200 △532 △30.7% 中間期 売上高 （億円） 5,541 5,410 △131 △2.4% 営業利益

  16. Slide 16: 2009年3月期業績予想 基礎前提

    2009年3月期業績予想 基礎前提 2008年3月期（実績） 2009年3月期（予想） 増減 増減率 原油 （千バレル）1 85,716 78,089 △7,627 △8.9% 天然ガス （百万cf）2 402,081 408,146 6,065 1.5% 販売量 うち海外分 340,235 344,253 4,018 1.2% 61,846 63,892 2,046 うち国内分 3.3% (1,657百万m3) (1,712百万m3) (55百万m3) LPG （千バレル）3 1,549 2,052 503 32.5% 増減 2007年3月期（実績） 2008年3月期（実績） 2009年3月

  17. Slide 17: 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2009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 ＋22億円(△22億円） 為替（円/US$）1円 円安(円高）になった場合 ＋22億円（△22億円） （注） 原油価格（Brent）を1ドル変動させた場合、為替を1円変動させた場合の2009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。 17

  18. Slide 18: INPEX @ TEISEKI

    INPEX @ TEISEKI Fee ERS —_ 18

  19. Slide 19: 経営統合の進捗状況

    経営統合の進捗状況 „当社、国際石油開発及び帝国石油の3社で吸収合併契約を締結 „事業持株会社の基盤整備 － 新組織・新人事制度の設計 － 内部統制・新情報システムの構築 － 情報開示体制の強化 „統合効果の前倒し － 投資・経営戦略の統一的な意思決定 － 積極的人材交流 － グループ従業員の一括採用 „完全統合までのスケジュール 2008年4月28日 吸収合併契約の締結 2008年6月25日（予定） 定時株主総会 2008年9月下旬 本社移転 港区赤坂Bizタワーへ本社機能集約 2008年10月1日（予定） 完全統合（当社が国際石油開発及び帝国石油を吸収合併） ※なお、10月1日以降の新商号

  20. Slide 20: 2007年度 事業総括

    2007年度 事業総括 „ 過去最高の収益、強固な財務基盤 „ 生産量の順調な拡大－2005年度～2007年度 年5.7% 成長* „ 西豪州ヴァンゴッホ油田・ラベンスワース油田の開発移行 „ 豪州イクシスLNG液化基地の候補をマレット島に加え、ダーウィンも本格的検討 „ 探鉱鉱区の取得拡大－インドネシア、豪州イクシス周辺、英国 „ 非在来型石油資源への本格参入－カナダ・ジョスリンオイルサンド „ 国内LNG受入基地の建設検討開始、越路原発電所の運開、 静岡ガス㈱へのガス供給通年化 „ 良好な探鉱成果－イクシス探掘井1坑・アバディ評価井3坑は全て成功、 ガス埋蔵量の拡大期待 „ 推定埋蔵量の新

  21. Slide 21: 天然ガス事業の経営環境

    天然ガス事業の経営環境 世界のLNG需要見通し 海外 „ 世界的な天然ガス・LNG需要の拡大 （万㌧） 出典：日本エネルギー経済研究所 50,200 50,000 „ 長期的には、北米、中国、インド、欧州のLNG アジア 欧州 米州 需要が拡大 16,300 „ LNG取引のグローバル化進展 40,000 37,600 37,900 „ LNG価格体系の変化（Sカーブ→原油等価） 30,500 11,600 12,100 国内 30,000 9,100 12,300 „ 原油価格の高騰、地球温暖化対応で天然 22,650 19,800 ガスへのシフトが一層加速 9,000 9,300 20,0

  22. Slide 22: 天然ガス事業の成長戦略

    天然ガス事業の成長戦略 „ 豊富な天然ガス埋蔵量 20億BOE(確認埋蔵量+推定埋蔵量) „ 豪州・インドネシアは良好な投資環境、低いカントリーリスク „ オペレーター大型ＬＮＧプロジェクト－豪州・インドネシア „ 日本最大の天然ガス田、1,300kmのパイプラインネットワーク、操業・技術力 „ 日本のＬＮＧ受入基地、ＬＮＧバリューチェーンの構築、ＧＴＬへの取り組み „ ガス生産量－181.5千BOE/D、全体の43％ LNG受入基地 アバディＬＮＧ ガス・ビジネス 生産中 イクシスＬＮＧ コアエリア 開発作業中 開発作業検討中 開発検討中 ＬＮＧ受入基地 22

  23. Slide 23: 国内天然ガス事業

    国内天然ガス事業 „ 天然ガス拡販状況 ⎯ 前期比37％増の17億m3/年（帝石単体ベース） ⎯ 静岡ガス㈱向け販売の通年化、大口工業用へ の拡販 ⎯ 平均販売価格は約2％改善 „ インフラ整備状況 ⎯ 新東京ライン（第3期）、群馬ラインの完成 ⎯ 群馬連絡幹線（東京ガス㈱との共同検討）、新青海 ライン（建設中） 国産ガス ⎯ 更なる供給インフラの整備、増強を検討 „ LNGの導入（2010年～） ⎯ 静岡ガス㈱のLNG気化ガスを導入（買入量・価格 について協議中） ⎯ LNG導入後の販売価格体系について検討中 „ 中長期的な需要拡大への対応 LNG ⎯ 年間20～30億m3規模の需要を想定

  24. Slide 24: 海外ＬＮＧ・天然ガス事業

    海外ＬＮＧ・天然ガス事業 „既存LNGプロジェクト マハカム沖鉱区（インドネシア） „ 2010年12月、2011年3月以降のLNG需要確保に向け、既存買主と交渉継続中 „ 2017年の契約期限の延長に向け、インドネシア政府と交渉予定 „ 2012年以降、天然ガス生産量は徐々に減退 バユ・ウンダンプロジェクト（JPDA） „ オーストラリア北部準州ダーウィンにおけるLNGプロジェクト „ 2005年8月、東京電力/東京ガスとLNG販売契約締結 （2006年から17年間、年間300万トン） „ 2006年2月、LNG出荷開始 „開発作業中LNGプロジェクト タングープロジェクト（インドネシア）

  25. Slide 25: 新規大型LNGプロジェクト

    新規大型LNGプロジェクト イクシスLNGプロジェクト（オーストラリア） „ 大規模なガス埋蔵量 „ LNG生産開始 2013年下期～2014年上期目標 „ LNG規模 年間8百万トン超 コンデンセート 日量約10万バレル LPG 年間約160万トン „ LNG液化基地（西豪州マレット島・北部準州ダーウィン）の選定中 „ 約1年間のFEEDの後、2009年最終投資決定（FID）目標 „ ガス埋蔵量拡大を目的に試掘井1坑を2008年4月より掘削中、周辺鉱区 に試掘井2坑を掘削予定 アバディLNGプロジェクト（インドネシア） „ 大規模なガス埋蔵量、評価井4坑の結果を踏まえ埋蔵量評価予定 „ 本年

  26. Slide 26: 非在来型石油資源への参入

    非在来型石油資源への参入 当社におけるジョスリン・オイルサンドプロジェクトの意義 „ 莫大な埋蔵量を有する非在来型石油資源の開発事業への本格的参入 „ 付加価値の高い合成原油を製造する下流（Upgrader）事業への参入 „ 埋蔵量が豊富なカナダにおいて、更なる事業展開の期待 „ カントリーリスクが極めて低く、巨大な埋蔵量と長期にわたる安定的な生産 が期待でき、当社のポートフォリオのリスク分散に貢献 „ ベネズエラ等、南米における非在来型石油資源の開発も視野に ジョスリン・オイルサンド・プロジェクト（カナダ） „ 2007年11月にTOTAL社よりプロジェクトの10%権益を取得 „ 初の非在来

  27. Slide 27: 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 1,800 1% 1,770 1% 1,645 1,800 1,645 2% 1,600 1,600 685 630 1,400 558 1,400 48% 45% 1,200 45% 1,200 百万BOE 百万BOE 1,000 1,000 800 7% 12% 800 12% 600 1,139 600 1,090 1,087 35% 33% 400 400 32% 200 200 10% 9% 9% 0 0 2006年 3月 ** 2007年 3月 2008年 3月 2006年

  28. Slide 28: 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）（2005-2007年平均） 300% 230% 200% 187% 156% 149% 122% 121% 113% 104% 100% 91% 88% 86% 86% 84% 83% 77% 73% 0% Apache Anadarko StatoilHydro TOTAL ConocoPhillips Occidental ExxonMobil Shell ENI BP PTTEP BG Talisman INPEX HD W oodside Chevron 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

  29. Slide 29: SPE新基準

    SPE新基準 „SPE*（石油技術者協会) は、国により異なる埋蔵量の定義を統一・標準化す ることを目的として、世界石油会議(WPC**) 、米国石油地質技術者協会 (AAPG***)、石油評価技術者協会(SPEE****)の協力を得て、2004年12月、SPE 埋蔵量評価委員会を設置し、新たな埋蔵量の基準であるPRMS (Petroleum Resources Management System)を策定、2007年3月に正式承認 „当社の推定埋蔵量は、2007年3月末時点まで、SPE及びWPCが1997年に共 同で定めた基準「1997SPE/WPC」に従い開示 „2008年3月末時点から、推

  30. Slide 30: SPE新基準 埋蔵量の分類

    SPE新基準 埋蔵量の分類 旧基準 1997 SPE/WPC 新基準 2007 PRMS 技術的確実性 技術的確実性 2P 2P １P 2P – 1P １P 2P – 1P SEC 確認埋蔵量 推定埋蔵量 SEC 確認埋蔵量 推定埋蔵量 Proved Reserves Probable Reserves Proved Reserves Probable Reserves 事業の熟成度 事業の熟成度 条件付資源量へ変更 条件付資源量 Contingent Resources 旧基準の推定埋蔵量の一部が、 SPE新基準では条件付資源量に 分類変更 30

  31. Slide 31: 推定埋蔵量の推移の要因分析

    推定埋蔵量*の推移の要因分析 （百万BOE） 4,500 307 1,937 4,000 3,500 3,000 2,500 △ 1,251 △ 201 △ 29 2,000 1,500 2,721 1,000 1,959 500 0 （＋) （ー）*** 油価変動の 確認埋蔵量 2008年3月末 2007年3月末 拡張及び発見等** 影響 への昇格 技術評価の見直し等 * 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）/AAPG（米国石油地質技術者協会）/SPEE(石油評 価技術協会)の2007年3月に承

  32. Slide 32: 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 5,000 可採年数** （2008年3月末時点） 4,366 （RP Ratio） 4,500 4,000 3,500 3,000 2,721 2,721 百万BOE 2,500 28.2年 2,000 1,645 1,500 466 466 466 1,000 10.7年 500 1,179 1,179 1,179 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）/AAP

  33. Slide 33: 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） 4,895 4,895 5,000 5,000 100 199 4,500 4,500 472 3,983 3,983 4,000 4,000 193 3,531 3,531 813 3,500 515 3,500 3,156 190 3,156 398 3,000 3,000 290 254 932 4,494 2,500 776 2,500 774 2,974 3,687 2,000 2,000 2,329 3,179 1,500 1,500 2,249 2,071 1,000 1,000 1,709 500 500 827 557

  34. Slide 34: 2008年度 探鉱計画

    2008年度 探鉱計画 „ 試探掘井 30坑 （うちオペレーター 10坑） „ 地震探鉱 2D 2,588km 3D 2,184km2 英国 1坑 カザフスタン 1坑 日本 2坑 米国 3坑 エジプト リビア 5坑 4坑 オーストラリア 6坑 インドネシア 8坑 34

  35. Slide 35: 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 2016 ラベンスワース オーストラリア アバディ インドネシア オーストラリア 2015 ヴァン・ゴッホ オーストラリア 2014 ノースブルット クダタシ・ジャハール ・キタン インドネシア 2013 ユーラシア チモール海共同石油開発地域（JPDA） タングー インドネシア 2012 バユ・ウンダン チモール海共同石油開発地域（JPDA） 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

  36. Slide 36: 生産量予測—地域別

    生産量予測—地域別 （既存プロジェクトのみ） 長期的な生産量見通し （約700千BOED） 700 2008年3月期 – 2010年3月期 年平均成長率 3.1% 600 2006年3月期 – 2008年3月期 年平均成長率 5.7% 500 418 423 413 400 378 3% 6% „ イクシスLNGプロジェクト (千BOED) 3% 4% 34% ■ アバディLNGプロジェクト 36% 300 37% 42% „ カシャガン油田 13% 11% 200 7% 7% 44% 42% 47% 100 37% 5% 6% 8% 8% 0 06年 3月 期 07年 3月 期 08年 3月

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