Slide 1: Notice of correction to reference data for FY2011 results briefing
2011 年 5 月 20 日 各 位 2011 年 3 月期決算説明会資料（参考データ集）の一部訂正について 2011 年 5 月 12 日に開催いたしました「2011 年 3 月期 決算説明会」の資料（参考デ ータ集）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 決算説明会資料（参考データ集）5 ページ「生産物回収勘定の増減推移」 2. 訂正内容 別紙のとおりです（訂正部分には下線、および矢印を付しております。）。 3. 訂正理由 2011 年 3 月期の生産物回収勘定の探鉱投資、およびその他の増加額の数字に一部誤りが あったため。 以上
Slide 2: Production recovery account changes (corrected)
EE EUR BE O te INPEX (BAF) 094F3 Ash 10453 AA 1143 A SEVERE ME) 383,162 453,922 514,645 jem: Pek 23,643 10,084 23,851 BASE 160,589 146,028 120,996 RRR 55,929 54,938 43,819 Eth = 2,670 2,958 RD: AAHBR(CAPEX) 45,724 45,653 50,816 AZ HIBUIR(Non-CAPEX) 104,847 107,074 95,665 EMH 18,830 270 25,459 SEMEN
Slide 3: Reference data: consolidated subsidiaries and equity-method affiliates
参考データ集 国際石油開発帝石株式会社 2011年(平成23年)5月12日 連結子会社および持分法適用関連会社 連結子会社 53社 主な連結子会社 国（地域）名 出資比率 ステージ 決算期 ジャパン石油開発 アラブ首長国連邦 100% 生産中 3月（仮決算） ナトゥナ石油 インドネシア 100% 生産中 3月 サウル石油 チモール海・共同開発地域 100% 生産中 12月 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 3月（仮決算） 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 3月（仮決算） インペックス北カスピ海石油 カザフスタン 45% 開発
Slide 4: Segment information and LPG sales
セグメント情報 2011年3月期(2010年4月1日～2011年3月31日） （単位：百万円） 調整額 連結財務 アジア・ ユーラシア 中東・ 日本 米州 計 諸表計上 オセアニア （欧州・NIS諸国） アフリカ (注1) 額（注2) 売上高 104,524 406,827 68,318 350,735 12,673 943,080 - 943,080 セグメント利益 25,959 235,814 36,460 243,112 △3,035 538,311 △8,569 529,742 又は損失（△） セグメント資産 240,238 432,323 503,471 245,865 68,022
Slide 5: EBIDAX and production recovery account changes
利払い・償却・探鉱費前利益（EBIDAX） （百万円） 10年3月期 11年3月期 増減 備考 純利益 107,210 128,699 21,489 P/L 少数株主損益 9,691 11,190 1,499 P/L 減価償却相当額 92,766 111,821 19,055 減価償却費 40,354 54,245 13,891 C/F コンセッション契約及び販管費に係る減価償却費 のれん償却額 6,759 6,760 1 C/F 生産物回収勘定（資本支出）の回収額 45,653 50,816 5,163 C/F PS契約に係る減価償却費相当額 探鉱費相当額 30,332 26,563 △3,
Slide 6: Profitability indicators and reserves/production indicators
収益性指標 ネットROACE* ROE** 10.5% 10.8% 8.1% 7.6% 2010年3月期 2011年3月期 2010年3月期 2011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）の期初と期末の平均値 ** 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 6 埋蔵量・生産量指標 原油換算1バレル当たりの生産コスト 原油換算1バレル当たりの探鉱・開発コスト*（3年平均） 15 90 78.6 12.4 80 12 11.2 11.4 70 60 55.4 US$/boe 9
Slide 7: Production and proved reserves
生産量*（2010年4月-2011年3月） 原油* * 3% 2% 原油：239千バレル/日 原油・天然ガス合計 74 27% 合計：423千BOE/日 65 5% 日本 6% アジア・オセアニア 21 25 135 ユーラシア（欧州・NIS諸国） 56% 28 中東・アフリカ 12% 32% 米州 135 天然ガス 214 50% 7% 12% 天然ガス：1,102百万cf/日 28 82 128 （184千BOE/日） 7% *** 日本 日本 アジア・オセアニア アジア・オセアニア ユーラシア（欧州・NIS諸国） 中東・アフリカ 米州 米州 892 81% * 当社グループが締結している
Slide 8: Upside potential from proved, probable and possible reserves
確認・推定・予想埋蔵量*による アップサイドポテンシャル 5,000 可採年数** 予想埋蔵量 4,711 （RP Ratio） 推定埋蔵量 4,500 確認未開発埋蔵量 4,126 585 585 確認開発埋蔵量 4,000 3,500 百万BOE 3,000 2,818 2,818 2,818 2,500 30.5年 2,000 26.7年 1,500 1,308 231 231 231 231 1,000 8.5年 500 1,077 1,077 1,077 1,077 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 予想埋蔵量 確認+推定+予想埋蔵量 *
Slide 9: FY2012 exploration plan and major projects
2012年3月期 探鉱計画* 米国 アラブ首長国連邦 - ウエストキャメロン401/402鉱区（1） - ADMA鉱区 （1) スリナム - Block 31鉱区（1） ** インドネシア - マハカム沖鉱区（1） ブラジル - スマイⅡ鉱区（2） - BM-C-31鉱区（1） - BM-ES-23鉱区（3） - フラージ鉱区（1） 探鉱投資額（億円） 試掘井（本） 2D震探（km） 3D震探（km2） * （）内の数字は掘削坑井数 ** オペレータープロジェクト 2011年3月期(実績) 325 13 56 3,410 2012年3月期(予想) 540 12 199 4,653 12 主な生
Slide 10: Production start schedule and gas price comparison
生産開始スケジュール ピーク生産量・ 当社シェア 生産開始 プロジェクト・油ガス田 国 オペレーター ＊1 生産キャパシティ 2010年8月 ラベンスワース油田 オーストラリア BHPBP - *2 28.5% 2011年下半期 キタン油田 JPDA＊3 ENI 4万bbl/日 35% カシャガン油田 カザフスタン NCOC＊4 150万bbl/日 7.56% 2012年度（2012年4月 バワルガス田（南ナトゥナ海B鉱区） インドネシア ConocoPhillips - *2 35% ～2013年3月) サウスマハカムガス田（マハカム沖鉱区） インドネシア TOTAL 未定 50% ルビーガ
Slide 11: Domestic gas price comparison and Mahakam block
国内天然ガス価格 単位あたりの価格の比較 140 原油CIF LNG-CIF LSA-RIM 当社ガス平均価格 120 ・各指標価格の単価換算方法： 経済産業省「総合エネルギー統計」の基準に基づき、 原油 38.20MJ/L、A 重油 39.10MJ/L、LNG 54.50MJ/kgとして、 100 それぞれ41.8605MJ当たりの単価に換算。 ・各指標価格については経費を含まない。 （原油；精製コスト他、A 重油；輸送費他、LNG ；貯蔵/気化/輸送コスト他） 価格[円／41.8605MJ] 80 60 40 20 - 98/4 99/4 00/4 01/4 02/4 03/4 04/4
Slide 12: Sebuku block and South Natuna Sea Block B
セブク鉱区(ルビーガス田） 南マカッサル石油 – 当社権益比率: 15% （オペレーター：Pearl Energy） – PS契約： 2027年まで – 2008年7月、インドネシア政府よりルビーガス田の 開発計画が承認 – 2010年8月、オペレーターであるPearl Energyと締 結した権益譲渡契約のインドネシア政府承認を取 得(当社15%権益取得) – 2013年、生産開始予定 – マハカム沖鉱区既存施設へ繋ぎ込みによる開発 – 生産ガスの大部分をインドネシア国内肥料工場 向けとして供給予定 カリマンタン島 スラウェシ島 西パプア州 ジャワ島 18 南ナトゥナ海B鉱区 ナトゥナ石油
Slide 13: Berau block (Tangguh) and Bayu-Undan
ベラウ鉱区（タングーLNGプロジェクト） MI Berau B.V./MIベラウジャパン –MI Berau/MIベラウジャパン*: 三菱商事とのJV(当社44%、三菱商事56%） *MIベラウジャパンはｹｰｼﾞｰﾍﾞﾗｳ石油開発に約16.5%出資 –権益比率： •MI Berau分： ベラウ鉱区 22.9%（ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 16.3%） •ｹｰｼﾞｰﾍﾞﾗｳ石油開発分： ベラウ鉱区 12%（ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 8.56%） （オペレーター：BP） –生産量* •コンデンセート： 日量約3千バレル •天然ガス： 日量約4.2億立方フィート –PS契約: 2035年まで –生産計画：年間
Slide 14: Kitan oil field, Van Gogh and Ravensworth
キタン油田(JPDA06-105鉱区) インペックスチモールシー チモール海 – 当社権益比率: 35% 共同石油開発地域 （オペレーター: Eni） – PS契約： 2035年4月まで(キタン油田) – 2008年3月、試掘井キタン1号井及び評 JPDA06-105鉱区 価井キタン2号井において原油を確認 キタン油田 – 2008年4月、キタン油田商業発見宣言 バユ・ウンダン – 2010年4月、キタン油田の最終開発計 ガス・コンデンセート田 画に対し共同管轄当局の承認取得 50 km – 2011年下半期、生産開始予定 22 ヴァンゴッホ油田、及びラベンスワース油田 アルファ石油 ヴァンゴ
Slide 15: Masela block (Abadi) and Ichthys WA-37-R
マセラ鉱区（アバディ） インペックスマセラアラフラ海石油 – 当社権益比率：90％（オペレーター) 2010年11月、インドネシア・バクリーグループ 企業PT EMP Energi Indonesia社(EMPI)への 10%参加権益譲渡 – PS契約: •探鉱期間10年間（2008年まで） •開発・生産期間20年間（2028年まで） – 2000年に試掘井アバディ1号にて天然ガスを発 見。2002年に評価井2坑を掘削。 2007年5月より4坑の評価井掘削を実施 – 2010年12月、開発計画(POD-1)についてインド ネシア政府より承認を取得 (第一次開発) 開発方式：Floating L
Slide 16: Ichthys development, permits and licenses; ACG
WA-37-R鉱区（イクシス）及びWA-285-P鉱区 インペックス西豪州ブラウズ石油（2／2) ■開発作業 – 2000年より計6坑井を掘削し大規模天然ガス・コンデンセート田を確認、イクシス構造と命名 – 2006年8月、長期にわたり豪経済発展に貢献するプロジェクトとして、豪州連邦政府が主要促進プロジェクトに認定 – ガス埋蔵量の拡大を目的として、試掘井Dinichthys North-1を2007年4月より、また試掘井Ichthys West-1を2008 年4月より掘削し、計8坑の試探掘を実施 – 2008年9月、ガス液化プラント建設地を北部準州ダーウィンに決定 – 2009年1月、ガス
Slide 17: Kashagan and BTC pipeline
カシャガン油田ほか インペックス北カスピ海石油 北カスピ海沖合鉱区 – 当社権益比率: 7.56%（オペレーター： NCOC(North Caspian Operating Company)) – PS契約： 2021年末まで* – 2000年6月カシャガン構造において原油発見 – カシャガン油田以外にもカラムカス/アクトテ/ カイラン/南西カシャガンの4構造にて炭化水 素の存在を確認 – 2008年10月、カザフスタン政府と最終合意に 到達。新操業会社（North Caspian Operating Company）を設立し、2009年1月より、同社が オペレーターAgip KCO社の役割を
Slide 18: ADMA block and Venezuela projects
ADMA鉱区 ジャパン石油開発(JODCO) 生産油田 –ウムシャイフ／ローワーザクム油田 海底パイプライン •当社権益比率: 12.0%（オペレーター：ADMA- ADMA鉱区 未開発油田 OPCO*） –アッパーザクム／ウムアダルク／サター油田 •当社権益比率: ウムシャイフ油田 ナスル油田 アッパーザクム／ウムアダルク 12.0% ダス島 ﾛｰﾜｰ/ｱｯﾊﾟｰｻﾞｸﾑ油田 サター 40.0%（オペレーター：ZADCO*） サター油田 *アブダビ国営石油会社とJODCOなどで設立した操業会社。 JODCOから両社へそれぞれ12%を出資。 ジルク島 ウムアダルク油田 –利権契約: 2018年
Slide 19: Brazil Frade block and US Gulf of Mexico
ブラジル プロジェクト フラージ鉱区ほか フラージ鉱区(Frade Japão Petróleo Limitada (FJPL)) – 権益比率: FJPL*18.3% (オペレーター : W42° W41° W40° W39° W38° ブラジル S20° Chevron) BM-ES-23 *持分法適用関連会社（当社はFJPLの37.5%の株式を保有） ヴィトリア – 生産量*: 大西洋 •原油: 日量約7.1万バレル S21° ブラジル フラージ鉱区 •ガス: 日量約20百万立方フィート BM-C-31 カンポス – コンセッション契約: 2025年まで S22° マカエ 0 100km
Slide 20: Joslyn oil sands and offshore DR Congo
ジョスリン オイルサンドプロジェクト インペックスカナダ石油 –当社権益比率 : • 上流開発プロジェクト 10%（オペレーター：TOTAL) –リース契約（3鉱区の合計約220km2） •7280060T24 : 無期限 •7404110452 : 2004年11月より15年間のprimary lease* •7405070799 : 2005年7月より15年間のprimary lease * *延長可能 –上流開発プロジェクト : •スチーム圧入（SAGD法）による生産は休止中 •2010年代後半までに、露天掘り開発により、日量10万バ レルの生産を計画（第一段階）、その後、日量20万バレ
Slide 21: Algeria projects and Sakhalin I
アルジェリア プロジェクト オハネットオイルアンドガス*/帝石エル・オアール石油 オハネット鉱区 – 権益比率：30%（オペレーター：BHPB） – リスクサービス契約（2000-2011年) アルジェリア – 生産開始：2003年10月 – 生産量＊＊ •ｺﾝﾃﾞﾝｾｰﾄ： 日量約1.4万バレル •LPG： 日量約1.6万バレル オハネットオイル＆ガス＊ オハネット鉱区 エル・オアールⅠ/Ⅱ鉱区 – 当社権益比率：10.29%（オペレーター： ENI） 帝石エル・オアール石油 – コンセッション契約 エルオアールⅠ/Ⅱ鉱区 – 原油およびガス・コンデンセート田の開 発準備中 ＊ 当社株主シェ
Slide 22: East China Sea and major companies and contracts
東シナ海 国際石油開発帝石 – 1969年： 試掘権を出願、1981・84年： 地震探鉱 を実施 – 1992年： 中国側が平湖油・ガス田を発見、1998 年生産を開始。1997～1999年： 石油公団が地震 日韓共同開発区域 平湖油ガス田 探鉱を実施。2004～2005年： 石油天然ガス・金 属鉱物資源機構（JOGMEC）が地震探鉱を実施 樫（中国名：天外天）ガス田 白樺（中国名：春曉）油ガス田 – 2005年4月： 経済産業省が試掘権設定のための 処理手続きを開始、これを受け、九州経済産業局 に対して、当社出願42,000km2のうち3エリア（約 当社の試掘権設定エリア 400km2）の試
Slide 23: Major companies and petroleum contracts (2)
主要会社一覧及び石油契約②* 会社名 鉱区名又はプロジェクト名 国名 石油契約 出資比率 ステージ ユーラシア •インペックス南西カスピ海石油 ACG油田 アゼルバイジャン PS 51% •インペックス北カスピ海石油 カシャガン油田 カザフスタン PS 45% 中東 •ジャパン石油開発 ADMA鉱区（アッパーザクム油田等） アラブ首長国連邦 コンセッション 100% アフリカ •帝石コンゴ石油 コンゴ民主共和国沖合鉱区 コンゴ民主共和国 コンセッション 100% •オハネットオイルアンドガス オハネット鉱区 アルジェリア サービス 15% •帝石エル・オアール石油 エル・オアールⅠ／Ⅱ鉱区 ア
Slide 24: Proved reserves and production versus majors and independents
メジャー・主要な独立系石油ガス会社との 確認埋蔵量の比較 24,809 石油 天然ガス 25,000 17,826 14,002 53% 12,000 40% 10,854 11,000 10,285 10,000 9,000 56% 37% 8,310 8,000 42% 百万BOE 7,000 47% 6,603 44% 6,000 60% 5,118 5,000 45% 4,000 63% 3,363 44% 56% 58% 2,954 3,000 58% 2,893 26% 2,422 2,000 55% 56% 67% 56% 1,309 1,308 1,150 1,000 42%
Slide 25: Analysis of changes in proved and probable reserves
確認埋蔵量*の推移の要因分析 （百万BOE） 1,600 7 26 1,400 △7 △20 △19 1,200 △154 1,000 800 1,475 600 1,308 400 200 0 2010年3月末 推定埋蔵量 拡張及び発見等** （＋） （ー） 油価変動の 期中生産量 2011年3月末 からの昇格 影響 技術評価の見直し等 *埋蔵量は、持分法適用会社を含む当社グループの主要なプロジェクトを対象とし、今後の開発投資が巨額であり、将来の業績への影響が大きいと考えられるプ ロジェクトについては、DeGolyer& MacNaughton社にて、その他については自社にて、評価・算定した
Slide 26: Definitions of proved, probable and possible reserves
確認埋蔵量の定義 – 確認埋蔵量(proved reserves)の定義は、米国証券取引委員会規則 S-X Rule 4-10に従っており、地質的・工学的データに基づき、現在の 経済条件及び操業条件の下で、契約期限までの間に合理的な確実 性をもって回収することが可能である石油・ガスの数量（estimated quantities）とされております – 確認埋蔵量に分類されるためには、炭化水素を採取するプロジェクト が開始されているか、妥当な期間内にプロジェクトを開始する合理的 な確実性がなければならず、石油・ガス業界で用いられる埋蔵量の定 義の中でも保守的な数値として広く認識されております –
Slide 27: Investment plan, funding sources and public offering
投資計画と資金調達手段 総額約4兆円 イクシス、アバディ、カシャガン、その他開発探鉱プロジェクト等に対する 2011年3月期～2017年3月期の投資額 公募増資 キャッシュフロー 銀行借入 公募増資による資金 毎年の営業キャッシュ JBIC*及び市中銀行から （2010年8月実施済。 ・フロー の借入 約5,200億円） （参考：2010年3月期 市中銀行借入の一部に 実績 2,414億円） 対するJOGMEC**によ 手元の現金及び現金同 る保証 等物 プロジェクト・ファイ ナンス * JBIC： 国際協力銀行、**JOGMEC： 独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物
Slide 28: Financial strategy and production sharing contracts
財務戦略 低コストでの有利な資金調達 健全なバランス・シートを維持し、 JBIC及びJOGMECの制度金融の 資金調達の安定性と柔軟性を確保 活用により開発資金を調達 イクシス、アバディ及びカシャガンの3大プロジェクトに必要な投資を確 実にするための資金調達力を維持 将来の新規プロジェクトへの継続的な投資を実現するために、バラン ス・シートを更に強化 長期的財務レバレッジ水準（目標値） 自己資本比率：50%以上 使用総資本に対する純有利子負債の比率：20%以下 50 生産分与契約 1. 作業費回収額 作業費回収額 非資本支出の当該期回収額 資本支出の当該期回収額
Slide 29: Accounting for production sharing and concession contracts
生産分与契約に係る会計処理 コスト 貸借対照表上の資産 損益計算書 探鉱中のプロジェクト 生産物回収勘定引当金 探鉱コスト 繰入額 生産物回収勘定 開発・生産中のプロジェクト 売上原価 生産物回収勘定 開発コスト （資本支出）の回収額 生産物回収勘定 売上原価 生産物回収勘定 生産コスト（操業費） （非資本支出）の回収額 開発・生産中のプロジェクト 販売費及び一般管理費 減価償却費 資産買収コスト 探鉱開発権 （営業外費用） 探鉱開発権償却 52 コンセッション契約に係る会計処理 コスト 貸借対照表上の資産 損益計算書 発生年に全額費用化 探鉱コスト 探鉱費 売上原価 開発コスト 有形固
Slide 30: Oil price trends
油価の推移 120 Brent WTI Dubai 110 100 90 80 70 60 50 40 30 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 (US$/bbl) 2009年 2010年 2011年 2010年 2011年 3月期 2010年 2011年 3月期 平均 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 平均 Brent 70.39 85.75 77.00 75.66 75.36 77.12 78.42 83.54 86.16 92