Inpex Corporation · TSE:1605
Inpex — FY2010 Earnings Presentation
29 slides from Inpex's earnings presentation, May 14, 2010
Slide 1: 2010年3月期 決算説明会
2010年3月期 年 月期 決算説明会 国際石油開発帝石株式会社 2010年5月14日
Slide 2: 本日の議題
本日の議題 2010年3月期 決算説明 2011年3月期 業績予想 事業活動報告 今後の見通し 1
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 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、
Slide 4: 2010年3月期 決算説明
2010年3月期 年 月期 決算説明 取締役 常務執行役員 財務・経理本部 本部長 村山昌博
Slide 5: 2010年3月期 決算ハイライト
2010年3月期 決算ハイライト 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 売上高 （億円） 10,761 8,404 △2,357 △21.9% 原油売上高 6,503 4,869 △1,634 △25.1% 天然ガス売上高（LPG含む） 3,982 3,264 △718 △18.0% その他 275 270 △4 △1.6% 営業利益 （億円） 6,632 4,616 △2,015 △30.4% 経常利益 （億円） 6,161 4,420 △1,741 △28.3% 純 純利益 （億円） 1,450 1,072 △378 △26.1% 1株当たり純利益 （円） 61,601.60 45,5
Slide 6: 原油売上高
原油売上高 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 売上高 (億円) 6,503 4,869 △1,634 △25.1% 販売量 (千bbl) 75,427 76,095 668 0.9% 海外平均単価 ($/bbl) 82.70 68.40 △14.30 △17.3% 国内平均単価 (¥/ｋｌ) 65,829 41,470 △24,359 △37.0％ 平均為替 (¥/$) 103.17 92.66 △10.51 △10.2% 地域別販売量 (千bbl) 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 241 208 △33 日本 △13.7% (38千kl) (33千kl) (△5千kl) ア
Slide 7: 天然ガス売上高（LPG除く）
天然ガス売上高（LPG除く） 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 売上高 (億円) 3,824 3,078 △745 △19.5% 販売量 (百万cf) 401,076 416,684 15,609 3.9% 海外生産分平均単価 ($/千cf) 9.22 7.43 △1.79 △19.4% 国内生産分平均単価 (¥/m3) 37.39 38.41 1.02 2.7% 平均為替 (¥/$) 102.47 92.64 △9.83 △9.6% 地域別販売量 (百万cf) 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 60,629 61,459 830 日本 1.4% (1,625百万m3)* (1
Slide 8: 2010年3月期 売上高 増減要因分析
2010年3月期 売上高 増減要因分析 (億円) (億円) 内訳 12,000 原油 △1,140億円 298 天然ガス(LPG含） △680億円 10,000 △1,820 8,000 △830 △4 内訳 原油 +56億円 天然ガス(LPG含） +242億円 6,000 10,761 内訳 原油 △550億円 4 000 4,000 天然ガス(LPG含） △280億円 , 8,404 2,000 0 販売量 販売単価 為替 09年3月期売上高 その他 10年3月期売上高 の増加 の下落 （円高） 7
Slide 9: 損益計算書
損益計算書 原油売上 : 4,869 （増減） △1,634 （億円） 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 天然ガス売上（注） : 3,264 売上高 10,761 8,404 △2,357 △21.9% （増減） △718 売上原価 3,190 2,981 △208 △6.5% 探鉱費 259 157 △102 △39.5% 原油売上原価 : 1,808 販売費及び一般管理費 678 648 △29 △4.4% （増減） △398 天然ガス売上原価（注） : 986 営業利益 6,632 4,616 △2,015 △30.4% （増減） +177 営業外収益 320 214 △105
Slide 10: 営業外収益・費用
営業外収益・費用 （億円） 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 営業外収益 320 214 △105 △33.0% 受 受取利息 息 95 43 △51 △54.3% 受取配当金 123 94 △28 △23.2% 持分法による投資利益 9 - △9 △100.0% その他 92 76 △15 △17.0% 営業外費用 791 411 △380 △48.0% 支払利息 39 12 △26 △67.6% 生産物回収勘定引当金繰入額 166 60 △106 △63.8% 主にアバディの探鉱投資の減少 探鉱事業引当金繰入額 33 85 52 153.8% 投資有価証券評価損 317 - △31
Slide 11: 2010年3月期 純利益 増減要因分析
2010年3月期 純利益 増減要因分析 (億円) 4,000 298 1,452 △87 3,000 主な要因 ・ADMA鉱区の売上高減少 に伴うロイヤリティの減少 220 2,000 156 29 208 △1,820 主な内訳 受取利息 △51億円 受取配当金 △28億円 1 000 1,000 △830 △4 投資有価証券評価損 +317億円 1,450 為替差損 +13億円 1,072 0 09年3月期 売上 探鉱費 販売費 その他 法人税 少数株主 販売量 販売単価 為替 その他 10年3月期 純利益 原価 及び 及び 営業外 （法人税等 損益・ の増加 の下落 （円高） 純利益 の
Slide 12: 貸借対照表
貸借対照表 （億円） 09年3月期末 10年3月期末 増減 増減率 直江津LNG受入基地、イクシス 流動資産 4,111 4,928 817 19.9% 等への投資 有形固定資産 2,976 3,580 604 20.3% 無形固定資産 2,536 2,392 △144 △5.7% 生産物回収勘定 4,539 5,146 607 13.4% その他 4,395 5,038 643 14.6% カシャガン油田等への投資 生産物回収勘定引当金 △878 △948 △70 8.0% 資産合計 17,680 20,137 2,457 13.9% 流動負債 2,060 2,279 218 10.6% 固
Slide 13: キャッシュフロー
キャッシュフロー （億円） 09年3月期 10年3月期 増減 増減率 税金等調整前当期純利益 6,161 4,420 △1,741 △28.3% 減価償却費 429 403 △26 △6.1% 生産物回収勘定（資本支出）の回収額 457 456 △0 △0 2% △0.2% 生産物回収勘定（非資本支出）の増加額 △270 △149 120 △44.5% 法人税等の支払額 △5,307 △3,051 2,255 △42.5% その他 833 335 △497 △59.7% 営業活動によるキャッシュフロー 2,303 2,413 110 4.8% 有形固定資産の取得による支出 △886 △875
Slide 14: 財務指標
財務指標 純有利子負債／使用総資本（ネット）* 自己資本比率** 2009年3月期 2010年3月期 71.9% 68 9% 68.9% (31.2%) (30.6%) 2009年3月期 2010年3月期 D／Eレシオ*** 17.3% 12.9% * 純有利子負債／使用総資本（ネット） = （有利子負債－現金及び預金－国 債・地方債・社債等（時価のあるもの）－MMF・現先・譲渡性預金）／（純資産 ＋有利子負債－現金及び預金－国債・地方債・社債等（時価のあるもの）－ MMF・現先・譲渡性預金） ** 自己資本比率 = （純資産－少数株主持分）／総資産 2009年3月期 2010年3月期 ***
Slide 15: 2011年3月期 業績予想
2011年3月期 年 月期 業績予想 取締役 常務執行役員 財務・経理本部 本部長 村山昌博
Slide 16: 2011年3月期 連結業績予想
2011年3月期 連結業績予想 前提 上期 下期 通期 Brent 油価（$/bbl） 77.5 77.5 77.5 為替レート（円/US$） 90.0 90.0 90.0 通期 2010年3月期（実績） 実績 2011年3月期（予想） 増減 増減率 売上高 （億円） 8,404 8,630 226 2.7% 営業利益 （億円） 4,616 4,510 △106 △2.3% 経常利益 （億円） 4,420 4,330 △90 △2.0% 純利益 （億円） 1,072 1,020 △52 △4.9% 第2四半期累計 売上高 （億円） 3,926 4,280 354 9.0% 営業利益 （億円）
Slide 17: 2011年3月期 販売量・投資額（予想）
2011年3月期 販売量・投資額（予想） 2010年3月期（実績） 2011年3月期（予想） 増減 増減率 原油 （千バレル）1 76,095 74,374 △1,721 △2.3% 天然ガス （百万cf）2 416,684 397,743 △18,941 △4.5% 販売量 うち海外分 355,225 335,550 △19,675 19,675 △5.5% 5.5% 61,459 62,193 734 うち国内分 1.2% (1,647百万m3) (1,666百万m3) (19百万m3) LPG （千バレル）3 3,377 2,627 △750 △22.2% 2010年3月期（実績） 20
Slide 18: 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2011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 ＋21億円(△21億円） 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2011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
Slide 19: 事業活動報告
INPEX SE SEE ay UREN AL R Fe A tt
Slide 20: 2010年3月期 事業活動総括
2010年3月期 事業活動総括 油価は2008年下期からの低迷から徐々に回復しているが、期中平均 では18％下落、為替も10％円高といった経営環境の中、純利益は 26％減益 確認+推定埋蔵量は、期中生産分と適用油価の上昇により約8％減少 確認 推定埋蔵量は 期中生産分と適用油価の上昇により約8％減少 フラージ、ヴァンゴッホ、タングー等新規油・ガス田の生産開始があっ たものの、OPECの生産削減等により、ネット生産量は前期比横ばい 新規探鉱プロジェクトや開発スタディ案件を取得 (ブラジル、ベネズエ ラ) 成長ドライバーであるイクシス、アバディの開発準備作業、カシャガン の開発
Slide 21: 確認埋蔵量
確認埋蔵量* 製品別 地域別 2,000 , 2,000 1,770 1,770 1,800 1,800 1,645 1% 1,645 1,598 1,598 1,600 1,600 1% 2% 1,475 1,475 630 3% 1,400 1,400 558 550 48% 45% 百万BOE 百万BOE 1,200 495 1,200 45% 43% 1,000 1,000 7% 800 800 12% 12% 14% 600 1 139 1,139 600 1 087 1,087 1,048 980 400 35% 33% 400 32% 32% 200 200 10% 9% 9%
Slide 22: 確認+推定埋蔵量の推移
確認+推定埋蔵量*の推移 可採年数** 5,000 4,774 （RP Ratio） 4,500 4,366 4,404 4,000 3 728 3,728 3,500 3,176 3,000 2,721 2,929 百万BOE 1,959 2,500 29.8年 2,000 1,500 1,000 1,770 1,645 1,598 1,475 10.0年 500 0 2007年01月 2007年3月 2008年01月 2008年3月 2009年01月 2009年3月 2010年01月 2010年3月 * 確認埋蔵量はDeGolyer&MacNaughton社の埋蔵量評価鑑定書（暫定版）に基
Slide 23: 2010年3月期 ネット生産量
2010年3月期 ネット生産量* 405 405 主な増加要因 400 4% 5% ・ 08年10月、エクアドルBock18ファー ムイン（+3千BOE/D） 36% 33% 300 主な減少要因 (千BOED) ・ OPEC減産決議に伴うアブダビADMA 鉱区の生産量減少（△13千BOE/D） 7% 6% 200 主な増加要因 48% ・ コスト回収額増加及び油価下落に伴 46% うマハカム沖鉱区等の正味経済的取 100 分増加（+11千BOE/D） 8% 7% 0 09年3月期 10年3月期 * 当社グループが締結している生産分与契約にかかる当社グループの原油及び天然ガスの生産量は、正味経
Slide 24: イクシスプロジェクト
イクシスプロジェクト コンデンセート LNG 840万トン/年 陸上（ガス液化プラント）及び海上（沖合生産 8.5万バレル/日 (ピーク) LPG 160万トン/年 コンデンセート 1.5万バレル/日 (ピーク) 施設及びパイプライン）基本設計作業（FEED） 実施中 ダーウィン ダ ウィン 生産ライセンスの取得手続き開始 2010年3月、暫定鉱区開発計画書(PFDP) を政府に提出 環境審査関係 2010年4月、環境影響評価報告書（EIS） イクシス ドラフトを連邦政府及び北部準州政府へ 提出 開発コンセプトの概要 2010年5月7日、EISドラフトパブリックレ 生産
Slide 25: アバディプロジェクト
アバディプロジェクト 開発計画(POD)についてインドネシア政 府より基本承認を取得 Abadi 基本設計作業（FEED）の実施準備中 FLNG 環境社会影響調査(AMDAL)の手続きを Topside Swivel 開始 LNG Hull Carrier インドネシア企業1社（PT EMP Energi LNG Loading Turret Indonesia社）に対し参加権益10%を譲渡* Arm *2009年11月に10%の権益譲渡契約を締結済。先行条件 の充足により発効予定。 インドネシア政府は インドネシア政府は、開発計画に関する 開発計画に関する 基本承認された
Slide 26: 国内天然ガス事業
国内天然ガス事業 天然ガス販売の状況* * 1m 当たり41,6805MJ換算 3 - 2010年3月期：静岡ガス向けの減少 （前期比約90百万m3減）を上回る直 売工業用等の販売増により 17 1億 売工業用等の販売増により、17.1億 m3 （前期比+1％） - 2011年3月期（見通し）：静岡ガス向け の減少（通年）を新青海ラインの通年 稼働、新規直売工業用の供給開始等 により補い、17.3億m3 （前期比+1％） - 静岡ガスからのLNG気化ガス導入の通年化により約4億m3の買入ガス増加を 見込む一方、新価格体系の導入に伴い平均単価は大幅な上昇へ ガスサプライチェーンの構築に向
Slide 27: 今後の見通し
INPEX SRO Riel UREN AL R Fe A tt
Slide 28: 投資計画
投資計画 2011年3月期～2017年3月期の7年間に総額4兆円程度の開発投資等を想定 タイプ別 地域別 （億円） （億円） 6,000 6,000 5,620 5,620 150 110 5,000 470 5,000 950 4,000 3,870 4,000 3,870 150 130 3,110 3,110 360 3,000 2,821 5,140 3,000 2,821 190 68 240 950 253 3 010 3,010 820 680 3,660 2,000 2,340 2,000 2,020 1,280 1,970 1,000 1,000 1,590 336 570
Slide 29: ネット生産量長期予測
ネット生産量長期予測 長期的な生産量見通し 1,000 （800千～1,000千BOED） 900 800 新規 プロジェクト 700 600 (千BOED) 500 434 430 435 439 カシャガン油田 405 398 5% 400 （2012年生産開始予定） 5% 既存 イクシスLNGプロジェクト プロジェクト 300 33% 45% （2016年生産開始予定） 7% 200 アバディLNGプロジェクト 11% （2016年生産開始予定） 100 48% 33% 7% 6% - 10年3月期 11年3月期 12年3月期 13年3月期 14年3月期 15年3月期 2020