Cosmo Energy Holdings Co., Ltd. · TSE:5021

Cosmo Energy — Investor Presentation (February 2017)

30 slides from Cosmo Energy's investor presentation, February 2017

  1. Slide 1: コスモエネルギーグループの石油開発事業

    コスモエネルギーグループの 石油開発事業 2016年10月 事業説明会資料 （2017年2月 改訂）

  2. Slide 2: 目次

    1 目次 １．石油開発事業の特徴 ：（Ｐ. ２～１３） － 当社グループの石油開発事業における強み － リスク耐性（油価低下リスク、探鉱リスク） － 成長戦略（ヘイル開発、セプサとの共同開発） － 長期の安定生産（生産量の推移） － 産油国との強固な信頼関係（アブダビでの貢献活動） ２．長期生産を支える技術 ：（Ｐ．１４～２４） － 良質な油田（構造、油層） － 掘削技術 － 原油回収技術 ３．参考資料 ：（Ｐ．２５～２８） － 環境配慮（ゼロフレアプロジェクト） － 開発コストの動向（リグ） － コスモエネルギーグループにおける石油開発の歴史 Copyright © COSMO OIL CO

  3. Slide 3: コスモエネルギーグループの石油開発部門

    2 1.(1) コスモエネルギーグループの石油開発部門 100.0% ＩＰＩＣ 20.7% コスモエネルギーホールディングス 100.0% ＣＥＰＳＡ コスモエネルギー開発 20.0% 80.0% 45.0% 75.0% コスモアブダビエネルギー開発 64.4% アブダビ石油 （操業会社） カタール石油開発 （操業会社） 合同石油開発 （操業会社） ■ 出資比率 ： ■出資比率 ： ■ 出資比率 ： コスモアブダビエネルギー開発（64.4%）, コスモエネルギー開発（75.0%）, コスモエネルギー開発（45.0%）, ＪＸ石油開発（32.2%）, 関西電力（1.7%）, 双日（25.0%）

  4. Slide 4: 当社グループの石油開発事業における強み

    3 1.(2) 当社グループの石油開発事業における強み  リスク耐性 ： 油価低下リスク、探鉱リスク、資金調達リスク  成長戦略 （生産量拡大） ： ヘイル開発、セプサとの共同開発  長期の安定生産体制 ： 産油国との強固な信頼関係、良質な油田、原油回収技術 ■リスク耐性■  低油価（ドバイ３０＄）での収益力 ⇒ p.4（利益推移）  既発見・未開発の油田（ヘイル含む）によるローコストな開発の実現 ⇒ p.5～6（開発、生産）  操業会社の与信で日本の公的機関（ＪＢＩＣ）が融資を実行 ■成長戦略■  ヘイル油田はアブダビ石油 既存３油田と同規模の生産量を見込む ⇒ p.7、p.9

  5. Slide 5: リスク耐性 ～油価低下リスク～

    4 1.(3) リスク耐性 ～油価低下リスク～  ドバイ原油価格30ドルの環境下、16年度1Qの経常利益は15億円 （石油開発事業）経常利益の推移 [億円] [$/BBL] 200 150 160 120 120 90 15億円 80 60 40 30 347億円 520億円 607億円 581億円 475億円 186億円 0 0 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 経常利益（左軸） DB原油（右軸） C

  6. Slide 6: リスク耐性 ～探鉱リスク～

    5 1.(3) リスク耐性 ～探鉱リスク～  当社の油田は既発見・未開発鉱区であり、探鉱リスク（原油発見リスク）がない 一般的な石油開発の流れ ヘイル鉱区 ■ 利権の入札など 鉱区取得 2011年度 ■ 利権取得の契約締結 ■ 地表地質調査等の既存データによる油田成立に関する基礎情報収集 ６ 年 探鉱 ■ 地震探鉱などの地球物理学的探査の実施（有望構造の把握） ■ 試掘井（原油の有無を調べるための坑井）の位置選定と掘削 既発見未開発鉱区 ６ ↓ ■ 評価井（埋蔵量を調べるための坑井）の掘削 探鉱期間短縮 ～ 評価 ■ 原油貯留層などの分布状況の解析、埋蔵量規模の評価 現有地表設備共有 １０

  7. Slide 7: 成長戦略 ～ヘイル開発の進捗～

    1.(4) 成長戦略 ～ヘイル開発の進捗～ 6  ヘイル油田は、現有地表設備共有により、投資を抑制 （概算▲３～４億ドル）  ヘイル生産開始後、生産量増加により、単位あたり操業コスト低減を見込む ■ アブダビ石油 操業現場 ■ リグ(海洋抗井掘削装置) 新規抗井の掘削や改修、抗井内に設置された電動ポンプの保守・取替えなど生産 の維持・増産に必要不可欠な作業を行う特殊装置。やぐら等の各種装置が高度に 西ムバラス島 集合しており、各抗井へ移動して作業が可能。 掘削リグ 生産ﾌﾟﾗｯﾄﾌｫｰﾑ ムバラス島 CFP 約 ■ CFP (Central Facilities Platform) 10

  8. Slide 8: 成長戦略 ～ヘイル開発の進捗～ スケジュール

    1.(4) 成長戦略 ～ヘイル開発の進捗～ 7  人工島の建設を完了し、評価井の掘削や地上設備の建設準備を実施中 ヘイル鉱区と既存出荷基地 ヘイル開発スケジュール （ムバラス島） 主な項目 ２０１６年度 ２０１７年度 ムバラス島 水路浚渫 - 人工島建設 廃棄井(計2本) 井戸掘削 評価井 （計2本） 生産井へ転用 約10km 海底パイプライン・ケーブル 生産井 (計8本) ヘイルサイト 地上施設 EPC（*）作業 ムバラス島 生産開始 - 拡張浚渫水路 （*） 廃棄井 : 掘削に伴って発生した泥・水を廃棄するための井戸 （*） EPC : 設計（Engineering）、調達（Procur

  9. Slide 9: 成長戦略 ～セプサとのアライアンス強化～

    8 1.(4) 成長戦略 ～セプサとのアライアンス強化～  中計基本方針「ＩＰＩＣとのアライアンス強化」の一環として、「コスモアブダビエネルギー開発」株式の 一部譲渡を通じ、セプサとの戦略パートナーシップの更なる深厚を図る  アブダビファミリー企業である当社・セプサは、アブダビ国営石油会社（ADNOC）とのACCワークショップ を通じ、新規権益獲得、原油・製品マーケティングやリテール分野での営業支援、丸善石油化学における 協業等を検討 ＩＰＩＣ（アブダビ首長国） 20.7% 100% 戦略的包括提携 ☆５０年近い中東地域での海上油田 （２０１４年１月締結） ☆北アフリカおよび南米を中心とし

  10. Slide 10: 成長戦略、長期の安定生産 ～生産量の推移～

    1.(4) 成長戦略、長期の安定生産 ～生産量の推移～ 9  アブダビ石油は50年近くにわたって安全操業・安定生産  ヘイル油田は2017年度に生産開始、2018年度にはピーク数量に達する見込み  ACCワークショップを通じ、セプサと共同で新規権益獲得をめざす 原油生産量（開発３社合計） 60,000 ヘイル セプサとの 生産 共同開発 40,000 生産量 (bbl/day) 20,000 0 1973 1996 2013 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 19

  11. Slide 11: （参考）石油開発事業の投資額の推移

    （参考）石油開発事業の投資額の推移 10  ヘイル投資が一巡する2017年度以降、投資額は大幅に低下する見込み （石油開発事業）投資額 （億円） ヘイル開発の投資ピーク年 600 ヘイル鉱区を含む利権更新 400 200 0 （年度） 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 実績 計画 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  12. Slide 12: （参考）石油開発事業の収益計画

    （参考）石油開発事業の収益計画 11  油価下落局面で操業コストの低減を実現  ヘイル生産開始後、単位あたり操業コスト低下を見込む アブダビ石油の操業コスト（※）推移 （石油開発事業）経常利益 単位：億円 2015年度 2016年度 2017年度 通期実績 通期計画 通期計画 （※1） （※2） 経常利益 186 105 610 ドバイ原油価格 （$/B） 50.9 41.7 70.0 （1-12月平均） 為替 （\/$） 121.1 106.5 120.0 （1-12月平均） (※1) 2016年度業績予想修正ベース （2016年11月公表） (※2) 第5次連結中計 見直しベース （2

  13. Slide 13: 産油国との強固な信頼関係 ～アブダビでの貢献活動(1)～

    12 1.(5)産油国との強固な信頼関係 ～アブダビでの貢献活動(1)～ コスモエネルギー開発及びアブダビ石油は、教育面から日本・アブダビの友好関係に 貢献するため、学校法人立命館と協力し、アブダビ現地の高校Applied Technology High Schoolで 日本語教育プログラムを提供している。 左：授業の様子 右：短期訪日研修の様子 2011年9月よりプログラムを開始し、現在6年目に入っている。日本語教員3名を派遣し、課外授業 扱いながら現在約100名の生徒が受講中。毎年夏には京都にある立命館宇治高校を拠点に短期訪 日研修を行っており、生徒たちから好評を得ている。また、当プログラ

  14. Slide 14: 産油国との強固な信頼 ～アブダビでの貢献活動(2)～

    1.(5)産油国との強固な信頼 ～アブダビでの貢献活動(2)～ 13 ①アブダビ日本人学校・幼稚園へのUAE子弟受入 NPO法人 日本UAE青少年児童育成交流協力会は、UAE子弟に日本式 教育を実施することを目的に日本人学校・幼稚園への受入事業を実施。 ２０１６年６月現在、２６名のUAE子弟が在籍している。 アブダビ石油はNPO法人の事務局を務めている（コスモエネルギー開発も正会員）。 ②PI(Petroleum Institute)への支援 アブダビ石油は、アブダビの石油専門の大学、PIに寄付を継続。 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Res

  15. Slide 15: 長期生産を支える技術

    長期生産を支える技術 ～油層の種類、原油回収技術、開発コスト等～ Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  16. Slide 16: 操業会社の油田位置

    14 2.(1) 操業会社の油田位置 A構造北部 ブンドク カルカラ A構造南部 ムバラスB AR GA ムバラスC ヘイル ムバラスA Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  17. Slide 17: 長期の安定生産 ～良質な油田（構造）～

    15 2.(2)長期の安定生産 ～良質な油田（構造）～  当社グループの中東油田は構造がシンプルな背斜トラップ構造のため、 油層の位置が把握しやすく、生産管理が容易 ■ 当社グループの油田 ■ 一般的な背斜トラップ（※） ※ トラップ : 浸透性のある岩石中を移動してきた石油や エルブンドク ガスの上方移動を妨げ、貯留させる場所 1000ft A構造 (300m) カルカラ 油層 AR GA 出典 : 石油鉱業連盟「石油・天然ガス 開発技術のしおり」 をもとに当社作成 ムバラスC ムバラスB ・構造の高さは各油田で異なる。 ・ムバラス油田は比較的フラットな構造だが、 複数の油層があり、面積も

  18. Slide 18: 長期の安定生産 ～良質な油田（油層）～

    16 2.(2) 長期の安定生産 ～良質な油田（油層）～  アラブ層の原油は硫黄を多く含むが、当社グループは高度な技術で処理が可能 （p.24参照）  タママ層は油層が垂直方向に複数あり、生産量も多い傾向 AR/GA/ブンドク/カルカラ/A構造 ムバラス/ヘイル 300m 新 第 生 三 代 紀 1,500m 白 中 亜 油層 生 紀 代 3,000m タママ層 ジ ュ ラ 紀 アラブ層 4,500m Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  19. Slide 19: 長期の安定生産 ～水平坑掘削技術～

    17 2.(3)長期の安定生産 ～水平坑掘削技術～  １つのプラットフォームから複数の水平坑を掘削（1990年代から水平坑掘削を多用）  構造に沿った坑跡を掘ることで回収量を最大化 最近の例では、厚さ1mのターゲット層を約2 ,000mにわたり、 狙いを外さずに水平掘削を成功している。 水平坑 プラットフォーム 深さ 約3,000 m 油層の幅 約1 m プラットフォーム 約2,000m 掘り進める 出典 : 石油鉱業連盟「石油・天然ガス 開発技術のしおり」 をもとに当社作成 アルカルカラ油田 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserv

  20. Slide 20: （参考）水平坑掘削技術 ～LWD～

    18 （参考）水平坑掘削技術 ～LWD(Logging While Drilling)～  掘削中に地層データを取りながら坑跡をコントロールすることで、ターゲットを外さずに掘削 地 水平坑掘削 層 イ – LWD (Logging While Drilling) メ ー ジ ・ ガ ン 中 マ 性 線 子 ・ ６ 比 イ 線 52 ft 抵 73 ft ン ・ 密 抗 チ 度 検 ビ 検 層 ッ 層 ト Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  21. Slide 21: 長期の安定生産 ～原油回収技術～

    19 2.(4)長期の安定生産 ～原油回収技術～  当社グループの残存可採埋蔵量は約24年分 （2015年12月末時点）  原油回収技術の進歩により、原油回収率は向上する見込み 原油回収法の分類 原油回収率 ■ 自噴採油 ： 自然圧力による回収 20～30% １次回収 ■ 人工採油 ： 坑井内にポンプを設置し汲み上げ 30～40% ■ 水圧入法 : 水圧入による油層圧力維持と油層の押出し ２次回収 40～60% ■ ガス圧入法： ガス圧入による油層圧力維持と油層の押出し ■ 熱攻法 ： 熱により油の粘性を下げることで回収率を増加 ３次回収 ■ ケミカル攻法 ： 薬剤の注入により油岩層に付着

  22. Slide 22: 1次回収 – ESP(電動ポンプ)による人工採油

    20 2.(4) 1次回収 – ESP(電動ポンプ)による人工採油 (アブダビ石油)  坑井中に設置したESPで原油を人工的に汲み上げ、回収率向上を実現  ESP（合計52本）は3～4年毎に交換が必要 ESP(模式図) 電気ケーブル モーター 油層 水層 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  23. Slide 23: 2次回収 - 水圧入法(合同石油開発)

    21 2.(4) 2次回収 - 水圧入法(合同石油開発) 原油生産により、低下した油層圧力を回復させるために、油層内に水を圧入する攻法。 油田の回収増進法としては最も一般的。 水を圧入するため、水源が必要。海水を圧入する場合、不純物を除去してから圧入。 油層とは別の地層から取った地層水を、油層に圧入する方法もある。 水圧入井 生産井 水圧入井 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  24. Slide 24: 2次回収 - 水圧入法(カタール石油開発)

    22 2.(4) 2次回収 - 水圧入法(カタール石油開発) 水圧入法 (Natural Dump Flood) 水層 (Umm Er Rhaduma層) 油層の上位にある水層に穴をあけ 重力で自然落下させて、下位の油層に 圧入する方法。 地上に圧縮機等の設備が不要。 油層 (Arab層) Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  25. Slide 25: 2次回収 - ガス圧入法

    23 2.(4) 2次回収 - ガス圧入法(アブダビ石油, 合同石油開発, カタール石油開発) 水圧入法が構造周縁部から多数の水圧入井により、油を押し上げるのに対し、 ガス圧入法は構造頂部から1本のガス圧入井により、油を押し下げる。 生産井 ガス圧入井 生産井 Copyright © COSMO OIL CO.,LTD. All Rights Reserved.

  26. Slide 26: 3次回収 - 硫化水素ガス圧入（アブダビ石油）

    24 2.(4) 3次回収 - 硫化水素ガス圧入（アブダビ石油） Separator Flare Stack Sour Gas Compressor Gas Injection Gas Sweetening Unit Header Sweet Gas Compressor SCR アブダビ石油のサワーガス圧入施設（無人で操業可能）。 4,500 psi (※) まで昇圧させて圧入する（大気圧は約14.7 psi。大気圧の300倍以上)。 (※) psi : pound-force per square inch (重量ポンド毎平方インチ) Copyright © COSMO OIL CO.,L

  27. Slide 27: 環境に配慮した石油開発 ゼロフレア・プロジェクト

    25 【参考】 環境に配慮した石油開発 ゼロフレア・プロジェクト ■中東地域で初めてのゼロフレア化を実現 ・アブダビ石油では、２００１年より、原油の生産に随伴して発生するガスを全量 回収後、地下の油層に圧入し、ゼロフレア操業を実施。 ・「環境保護」「資源保全」「原油回収率増大」を同時に実現。 －ＣＯ２換算で２０万トン/年の温室効果ガスの排出量削減。 ⇒ アブダビ国営石油主催の「ＨＳＥアワード最高賞」を受賞。 ・カタール石油開発と合同石油開発でも、随伴ガスの圧入を実施している。 16 14 12 ガスフレア量 MMSCFD 10 8 97%減 6 4 2 0 1995 1997 1999 200

  28. Slide 28: 開発コストの動向

    26 【参考】開発コストの動向  油価下落に伴い、リグを含むコストは徐々に低下 Upstream Capital Cost Index 260 120 240 UCCI 100 220 WTI Oil Price (USD/bbl) Q1 2016 Cost Index (2000=100) 200 ドバイ 168 80 ブレント 180 60 160 140 40 120 20 100 80 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 Source: IHS Energy © 2016 UCCI: 2000年を100としたときの、上流事業に

  29. Slide 29: コスモエネルギーグループにおける石油開発の歴史

    【参考】コスモエネルギーグループにおける石油開発の歴史 28 アブダビ カタール 1967年 ムバラス油田権益取得 1968年 アブダビ石油設立 1970年 エルブンドク油田利権協定締結 合同石油開発設立 1971年 アラブ首長国連邦建国 1973年 アブダビ石油 ムバラス油田生産開始 1973年 第４次中東戦争 ⇒第１次オイルショック 1975年 合同石油開発 エルブンドク油田生産開始 1978年 イラン革命 1979年 アブダビ石油 ＡＲ油田権益取得 ⇒ 第２次オイルショック 1980年 イラン・イラク戦争 1988年 アブダビ石油 生産量１億バレル達成 アブダビ石油 ＧＡ油田権益取得 1

  30. Slide 30: 将来の見通しに関する記述についての注意事項

    －将来の見通しに関する記述についての注意事項－ 本書の記述及び記載された情報は、「将来の見通しに関する情報」（準拠する日本の証券法における意義の範囲 内で）にあたります。かかる記述や情報（以下、合わせて「将来の見通しに関する記述」）は、将来の出来事や 当社の将来の業績、事業見通しあるいは事業機会に関連するものです。将来の見通しに関する記述は、将来の業 績予想、未確定の推定量及び経営者がおいた前提に基づく、埋蔵量・資源量の評価、将来の生産水準、将来の設 備投資や探査・開発活動への設備投資配分、将来の掘削・その他探査・開発活動、最終的な埋蔵量・資源量の回 収、特定鉱区の探査・開発・予想生産能力への

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