Slide 1: 参考データ集 連結子会社および持分法適用関連会社
参考データ集 国際石油開発帝石株式会社 2015年(平成27年)5月15日 連結子会社および持分法適用関連会社 連結子会社 65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 INPEX Ichthys Pty Ltd オーストラリア 100% 開発中 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%
Slide 2: セグメント情報 / 売上高 増減要因分析
セグメント情報 2015年3月期(2014年4月1日～2015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 129,521 409,775 94,049 524,528 13,351 1,171,226 － 1,171,226 セグメント利益 又は損失（△） 16,692 178,225 32,227 333,213 △15,302 545,056 △10,169 534,886 セグメント資産 292,960 1,677,806 557,563 253,12
Slide 3: LPG売上高 / EBIDAX
LPG売上高 14年3月期 15年3月期 増減 増減率 売上高 (億円) 242 205 △37 △15.3% 販売量 (千bbl) 2,944 2,851 △94 △3.2% 海外生産分平均単価 ($/bbl) 82.37 66.79 △15.58 △18.9% 国内生産分平均単価 (¥/kg) 103 88 △15 △14.6% 平均為替 (¥/$) 99.84 107.73 7円89銭円安 7.9%円安 地域別販売量 (千bbl) 14年3月期 15年3月期 増減 増減率 8 7 △1 日本 △8.7% (0.7千㌧) (0.7千㌧) (△0.1千㌧) アジア・オセアニア 2,937 2
Slide 4: 生産物回収勘定の増減推移 / 収益性指標
生産物回収勘定の増減推移 （百万円） 13年3月期 14年3月期 15年3月期 生産物回収勘定（期首） 568,318 590,565 685,990 増加： 探鉱投資 22,043 42,085 41,236 開発投資 130,997 172,233 131,984 操業費 53,919 73,179 98,250 その他 5,101 9,386 7,331 減少： コスト回収（CAPEX） 54,086 67,073 75,585 コスト回収（Non-CAPEX） 107,937 129,671 146,929 その他 27,790 4,716 38,986 生産物回収勘定（期末） 590
Slide 5: 当社Valuation指標 / 埋蔵量・生産量指標
当社Valuation指標 EV／確認埋蔵量* PBR** 20.0 1.4 1.2 15.0 1.0 0.8 10.0 1.3 1.3 17.6 0.6 13.7 5.0 0.4 0.6 5.8 0.2 0.0 0.0 US$ 国際石油開発帝石 インディペンデント平均 石油メジャー平均 倍 国際石油開発帝石 インディペンデント平均 石油メジャー平均 * EV（企業総価値）／確認埋蔵量 = （時価総額＋総有利子負債－預金及び 現金同等物＋少数株主持分）／確認埋蔵量。時価総額は2015年3月末時 点、財務数値及び確認埋蔵量は、当社は2015年3月末時点、インディペン デント、石油メジャーは201
Slide 6: 生産量 / 地域別確認埋蔵量
生産量*（2014年4月-2015年3月） 原油・コンデンセート・LPG 1% 1% 17% 3 原油：243千バレル/日 3 41 11% 原油・天然ガス合計 169 27 日本 合計：408千BOE/日 アジア・オセアニア ユーラシア（欧州・NIS諸国） 5% 6% 中東・アフリカ 70% 米州 21 25 天然ガス 12% 13% 天然ガス：880百万cf/日 169 103 114 （165千BOE/日） 41% 41% 166 日本 アジア・オセアニア 日本 ユーラシア（欧州・NIS諸国） アジア・オセアニア 27 663 ユーラシア（欧州・NIS諸国） 中東・アフリカ 中東・アフリ
Slide 7: 確認・推定・予想埋蔵量によるアップサイドポテンシャル
確認・推定・予想埋蔵量*による アップサイドポテンシャル 9,000 アバディ 条件付資源量 ADMA鉱区 予想埋蔵量 8,000 シェールガス 推定埋蔵量 イクシス etc. 確認未開発埋蔵量 7,000 ADMA鉱区 イクシス 確認開発埋蔵量 カシャガン etc. 6,000 etc. 5,000 576 4,000 3,000 1,610 1,945 2,434 2,000 27.2年 31.1年 可採年数** 1,506 1,506 1,000 16.4年 929 929 0 百万BOE 確認 確認 確認埋蔵量 推定埋蔵量 予想埋蔵量 条件付資源量 ***
Slide 8: 2016年3月期 探鉱計画 / 主な生産・開発プロジェクト
2016年3月期 探鉱計画* 日本 スリナム 南桑山油田（1） ブロック31（1） マレーシア S鉱区（1） ブラジル R鉱区（2） BM-ES-23鉱区（1） * （ ）内の数字は掘削坑井数 探鉱投資額 試掘井 探掘井 2D震探 3D震探 試掘井 （億円） （坑） （坑） （km） （km2） 探掘井 2015年3月期(実績) 726 9 6 2,022 3,267 2016年3月期(予想) 570 4 2 - - 14 主な生産・開発プロジェクト カナダ シェールガスプロジェクト (ホーンリバー、コルドバおよびリアード) サハリン Ⅰ 北カスピ海沖鉱区 (カシャガン油田等) ACG油田 南
Slide 9: 生産開始スケジュール / 国内天然ガス事業
生産開始スケジュール オーストラリア インドネシア プレリュード 2024 オーストラリア イクシス アバディ 2023 オーストラリア インドネシア 2022 米州 コニストン オーストラリア 2021 2020 リアード 2019 カナダ サウスブルット 中東・アフリカ インドネシア 2018 コルドバ カナダ ルビー インドネシア 2017 リアンジ ルシウス ユーラシア アンゴラ共和国 USA 2016 ナスル アラブ首長国連邦 2015 ウムルル アラブ首長国連邦 カイラン アクトテ カラムカス 2014 カザフスタン カザフスタン カザフスタン カシャガン カシャガンサウスウエスト
Slide 10: 国内天然ガス価格 / マハカム沖鉱区
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、 それぞれ41.8605MJ当たりの単価に換算。 100 ・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 - 05/4 06/4 07/4 08/4 09/4 10/4 11/4
Slide 11: セブク鉱区 / 南ナトゥナ海B鉱区
セブク鉱区(ルビーガス田） インペックス南マカッサル石油 肥料工場 ボンタンＬＮＧプラント アタカ油田 サンタンターミナル トゥヌガス田 – 当社権益比率: 15% （オペレーター：PEARLOIL (Mubadala)） スニパ・ターミナル バリクパパン ペチコガス田 – 生産量* カリマンタン島 天然ガス**： 日量約100百万立方フィート サウスマハカムガス田群 – PS契約： 2027年まで – 2010年8月、オペレーターであるPearl Energyと締 セブク鉱区 スラウェシ島 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) – 2011年6月、開発移行決
Slide 12: ベラウ鉱区 / バユ・ウンダン
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 西パプア州 –MI Berau/MIベラウジャパン*: （インドネシア） 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： ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 16.3% •ｹｰｼﾞｰﾍﾞﾗｳ石油開発： ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 8.56% （オペレーター：BP） –生産量* ベラウ鉱区 •コンデンセート： 日量約6千バレル •天然ガス**：日量約1,039百万立方フィ カイマナ ート –PS契約: 2035年まで ガス田
Slide 13: キタン油田 / ヴァンゴッホ・コニストン・ラベンスワース
キタン油田(JPDA06-105鉱区) インペックスチモールシー – 当社権益比率: 35% チモール海 共同石油開発地域 （オペレーター: Eni） – 生産量*：原油：日量約9千バレル – PS契約： 2035年4月まで(キタン油田) JPDA06-105鉱区 – 2008年5月、キタン油田商業発見宣言 キタン油田 – 2010年4月、キタン油田の最終開発計 画に対し共同管轄当局の承認取得 バユ・ウンダン ガス・コンデンセート田 ガス田 油田 – 2011年10月、生産開始 50 km *全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 24 ヴァンゴッホ油田、コニストンユニット及びラベンスワース油
Slide 14: イクシスLNGプロジェクト(1/5)(2/5)
イクシスLNGプロジェクト(1/5) – 2012年1月13日、最終投資決定(FID)を発表 – 2016年末までに生産開始予定 – 生産量： LNG 年間840万トン（日本のLNG年間 WA‐504‐P JPDA03‐12/13 JPDA03‐13 輸入量の約1割）、LPG 年間約160万トン、コン WA‐44‐L SANTOS 60% AC/P36 (Prelude FLNG) INPEXWA‐44‐L(Prelude 40% FLNG) Shell 82.5% INPEX 50% Shell 72.5% INPEX 17.5% Murphy 50% AC/P36 INPEX 17.5%
Slide 15: イクシスLNGプロジェクト(3/5)(4/5)
イクシスLNGプロジェクト(3/5) イクシスLNGプロジェクトの開発コンセプト LNG、LPG、 コンデンセート 沖合生産貯油・出荷施設 (FPSO) 沖合生産・処理施設 コンデンセート (CPF) 陸上ガス液化プラント(Darwin) 出荷用タン カー フレキシブル ライザー 上流事業 下流事業 ガス輸送パイプライン （GEP） フローライン 海底生産システム (SPS) 28 イクシスLNGプロジェクト(4/5) 現在、作業が進んでいる主なプロジェクト拠点 下線: オフショア, 斜体: オンショア 英国 SPS機器製造、CPF/FPSOベンダー対応 下線&斜体: オフショア & オンショ
Slide 16: イクシスLNGプロジェクト(5/5) / アバディLNGプロジェクト
イクシスLNGプロジェクト(5/5) LNGプラントの建設状況 ライザーサポート構造物設置作業 (2015年3月、ダーウィンにて) (2014年11月、イクシスフィールドにて) FPSOの居住設備の設置 Castoroneによる 沖合部における42インチパイプの敷設 (2015年3月、韓国にて) （2015年3月、ティモール海にて） 30 アバディLNGプロジェクト 環境影響評価(AMDAL)の手続き タニンバル諸島 - 2014年6月インドネシア環境省から AMDALレポートの承認及び環境許認可 サムラキ を取得 インドネシア 基本設計(FEED)成果物の内部評価作業を実 アラフラ海
Slide 17: プレリュードFLNGプロジェクト / ACG油田
プレリュードFLNGプロジェクト INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd – 権益比率： 17.5％（オペレーター: Shell) – 埋蔵量: 天然ガス約3兆cf (プレリュードガス田およびコンチェルトガス田) – 生産量： コンチェルトガス田 ・LNG 年間360万トン WA-44-L鉱区 プレリュードガス田 ・LPG 年間約40万トン ・コンデンセート 日量約3.6万バレル(ピーク時） – 2011年5月に最終投資決定 イクシスガス・コンデンセート田 – 2007年初めのプレリュードガス田発見からおよ そ10年での生産開始を目標 40km – 2014年5月、
Slide 18: カシャガン油田ほか / BTCパイプライン
カシャガン油田ほか インペックス北カスピ海石油 – 当社権益比率: 7.56%（オペレーター： 北カスピ海沖合鉱区 カイラン構造 NCOC(North Caspian Operating Company)) カシャガン油田 – PS契約： カシャガン油田 – 2021年末まで* カスピ海 – カラムカス/アクトテ/カイラン/南西カシャガ ンの4構造の評価作業を実施中 南西カシャガン構造 (2013年9月に生産開始し、ガスリークにより同年10 アクトテ構造 ロシア 月より一時的に生産停止中) カザフスタン トルコ 中国 イラン カラムカス構造 インド ガス田 油田 *現行のPSA条件にて10年×
Slide 19: ADMA鉱区 / ADCO鉱区
ADMA鉱区 ジャパン石油開発(JODCO) –ウムシャイフ／下部ザクム／ウムルル／ナ 生産油田 スル油田 海底パイプライン •当社権益比率: 12.0%（オペレーター： ADMA-OPCO*） –上部ザクム／ウムアダルク／サター油田 ウムシャイフ油田 ナスル油田 •当社権益比率: ダス島 上部ザクム／ウムアダルク 12.0% サター油田 上部／下部ザクム油田 サター 40.0%（オペレーター：ZADCO*） ジルク島 *権益保有者が株主である操業会社。JODCOから両社へそ ウムアダルク油田 れぞれ12%を出資。 ウムルル油田 アブダビ市 –利権契約: 2018年まで（但し、上部ザクム油 田
Slide 20: ベネズエラ・ブラジル プロジェクト
ベネズエラ プロジェクト Teikoku Oil & Gas Venezuela, C.A.ほか コパ・マコヤ (ガス事業)/ Teikoku Oil & Gas Venezuela, C.A. ｺﾊﾟ・ﾏｺﾔ / ｸﾞｱﾘｺ ｵﾘｴﾝﾀﾙ鉱区 グアリコ オリエンタル鉱区(原油事業) – ジョイントベンチャー出資比率 カラカス 大 西 洋 •ガス事業：70%、原油事業：30% – ジョイントベンチャー契約 •2006-2026年 – 生産量＊ ベネズエラ •原油： 日量約1千バレル •天然ガス**： 日量約45百万立方 フィート ブラジル * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 **井戸元
Slide 21: カナダ シェールガス / 米国メキシコ湾
カナダ シェールガスプロジェクト INPEX Gas British Columbia Ltd. – 権益比率:40％* (オペレーター：Nexen) • INPEX Gas British Columbia Ltd. (出資比率：当社45.09%、 JOGMEC44.89%、日揮㈱のカナダ法人子会社 10.02%)の権益 比率。 – コンセッション契約 • ホーンリバー : 366km2 • コルドバ : 344km2 • リアード : 517km2 – 今後、本格的な開発作業を進め、ホーン リバーとコルドバ地域合わせて、日量 12.5億立方フィート（原油換算で日量約 20万バレル）規模の生
Slide 22: コンゴ民主共和国沖合鉱区 / アンゴラブロック14
コンゴ民主共和国沖合鉱区 帝石コンゴ石油 コンゴ民主共和国沖合鉱区 ムワンべ油田 – 当社権益比率：32.28% ミバレ油田 ミサト油田 （オペレーター：ペレンコ） リブワ油田 モトバ油田 コンゴ民主共和国 – コンセッション契約（1969-2023年) ルカミ油田 – 生産開始：1975年 モコ油田 チアラ油田 – 生産量*：日量約1.4万バレル ムワンダ GCO油田 バナナ 大西洋 ソヨ アンゴラ 油田 0 5 10km * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 42 アンゴラ共和国沖合ブロック14鉱区 ＩＮＰＥＸ Angola Block14 Ltd. コンゴ 共和国 – 当社権益比率
Slide 23: サハリンⅠ / 豪州北部準州陸上 EPNT14-1鉱区
サハリンⅠ サハリン石油ガス開発 0 5 10km – サハリン石油ガス開発（SODECO）:当社保有株式 約6.08% – SODECOのサハリンⅠにおける権益比率: 30.0% ガス田 油田 – 生産量* オドプト構造 •原油・コンデンセート 日量約16.4万バレル •天然ガス 日量約10.4億立方フィート – オペレーター: ExxonMobil – PS契約: 2001年12月、20年間の開発期間に移行 – 2005年10月、チャイウォ構造より生産開始、 2006年10月原油輸出開始 サハリン島 – 2010年9月、オドプト構造より生産開始 – 2014年6月、アルクトン・ダギ構造に、
Slide 24: 主要会社一覧及び石油契約
主要会社一覧及び石油契約①* 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 日本 •国際石油開発帝石 南長岡ガス田ほか** 日本 コンセッション ｰ 生産中 アジア/オセアニア •国際石油開発帝石 マハカム沖鉱区 インドネシア PS ｰ 生産中 •インペックス南マカッサル石油 セブク鉱区（ルビーガス田） インドネシア PS 100% 生産中 •ナトゥナ石油 南ナトゥナ海B鉱区 インドネシア PS 100% 生産中 •MI Berau B.V. ベラウ鉱区(タングーLNG) インドネシア PS 44% 生産中 •インペックスマセラアラフラ海石油 マセラ鉱区（アバディ）**
Slide 25: 確認埋蔵量の比較
その他 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 百万BOE 30,000 ガス 25,269 25,000 石油 20,000 46% 17,523 15,000 44% 13,081 11,52311,102 10,000 53% 8,906 54% 44% 38% 6,602 54% 5,359 5,000 56% 51% 3,613 2,858 2,819 56% 2,434 2,396 1,048 47% 46% 56% 62% 53% 51% 24% 50% 723 622 49% 43% 44% 47% 49% 76% 50% 57% 88% 73% 89% 0
Slide 26: 生産量の比較 / 確認埋蔵量の推移要因分析
メジャー・主要な独立系石油ガス会社との 生産量の比較 千BOE/d 4,500 3,969 ガス 4,000 石油 3,500 3,151 3,080 3,000 47% 2,571 2,500 39% 52% 2,146 34% 2,000 1,729 1,561 1,517 1,500 52% 44% 43% 45% 1,000 53% 61% 843 66% 646 606 597 48% 51% 25% 408 500 48% 56% 57% 40% 275 261 148 55% 63% 41% 49% 60% 75% 63% 79% 74% 0 37% 59% 37% 21% 26
Slide 27: 推定埋蔵量の推移要因分析 / 確認埋蔵量の定義
推定埋蔵量*の推移の要因分析 （百万BOE） 2,500 2,000 △49 21 1,500 △308 1,000 1,945 1,610 500 0 2014年3月末 拡張及び発見等** 評価の見直し 油価変動 2015年3月末 の影響 * 推定埋蔵量の定義は、54ページに記載しております。 ** 買収及び売却等を含む。 52 52 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
Slide 28: 推定・予想埋蔵量の定義 / 中長期ビジョン
推定・予想埋蔵量の定義 – 推定埋蔵量(probable reserves)及び予想埋蔵量（possible reserves) の定義は、石油技術者協会（SPE）が世界石油会議（WPC）・米国石油 地質技術者協会(AAPG)・石油評価技術者協会(SPEE）の支援の下に 策定した基準（2007PRMS)に従っており、地質的・工学的データに基 づき、確認埋蔵量に追加して商業的に回収することが可能と推定され る石油・ガスの数量とされており、回収可能性の高さによって推定埋 蔵量あるいは予想埋蔵量に分類されます – 確率論的手法を用いて推定埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量 と推定埋蔵量を合計した数
Slide 29: 投資計画と資金調達手段 / 財務戦略
投資計画と資金調達手段 総額約3.5兆円 イクシス、アバディ、その他探鉱開発プロジェクト等に対する 5年間（2013年3月期～2017年3月期）の投資額 手元資金 キャッシュフロー 銀行借入 手元活用可能資金1.2兆 毎年の営業キャッシュ JBIC*及び市中銀行から 円 ・フロー の借入 （2015年3月末現在） （参考：2015年3月期 市中銀行借入の一部に 実績 2,167億円） 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・金属鉱物資源機構
Slide 30: 生産分与契約 / 会計処理
生産分与契約 1. コスト回収額 コスト回収額 非資本支出の当該期回収額 資本支出の当該期回収額 前期以前に発生し回収されな かったコスト 産油国利益配分原油 コントラクター 利益配分原油 2. 利益配分原油 コントラクター 産油国シェア シェア : 産油国取分 : 課税対象 コントラクター取分 : 課税対象ではない 58 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
Slide 31: コンセッション契約に係る会計処理 / 豪州税制の概要
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 有形固定資産 （減価償却費） 発生年に全額費用化 売上原価 生産コスト（操業費） （操業費） 売上原価 資産買収コスト 鉱業権 （減価償却費） 60 豪州税制の概要 ※ 本スライドの記載内容については、今後税制の改正等に伴い変更の可能性があります。 売上高 ⇒（油・ガス価格）×（生産販売量） ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・① 営業費用 ⇒当年発生のOPEX（+探鉱費）+CAPEXの減価償却額 ・・・・・・・・・・
Slide 32: 油価の推移
油価の推移 (US$/bbl) 120 Brent WTI Dubai 110 100 90 80 70 60 50 40 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 2013年 2014年 2015年 2014年3月期 2014年 2015年 2015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 107.56 108.09 109.24 111.97 108.19 103.40 98.57 88.05 79.63 6