国際石油開発帝石株式会社

アニュアルレポート 20142014 年 3月期

経営理念
私たちは、国内外における石油・天 然ガスの開発を主体とし、エネルギーの安定的かつ効率的な供給を実現することを通じて、豊かな社会づくりに貢献する総合エネルギー企業を目指します。

国際石油開発帝石株式会社は、
世界27ヵ国で70以上のプロジェクトを展開する
日本最大の石油・天然ガス開発企業です。
当社は、世界各地で石油・天然ガスの探鉱・開発・生産を手がけ、日本企業最大の埋蔵量、生産量規模を保有する石油・天然ガスの開発企業です。国際的にも大手石油会社（石油メジャー）に次ぐ上流専業企業の中堅に位置しています。豪州のイクシスLNGプロジェクトをはじめとした国内外の石油・天然ガスプロジェク
トを積極的に展開し、エネルギーの安定的かつ効率的な供給の実現と、企業価値の持続的成長を着実に進めていきます。
アニュアルレポート2014では、From Development to Delivery をテーマとして、特集ページにてイクシスLNGプロジェクトの進捗や当社の天然ガスサプライチェーンなどを盛り込みながら、
ステークホルダーの皆さまへ当社の経営内容を総合的にお伝えします。

国際石油開発帝石（株）
は、東京証券取引所第一部（証券コード：1605）に上場しています。
また、
日経平均株価（日経225）、JPX日経インデックス400（JPX400）の構成銘柄に採用されています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014001

アニュアルレポート 2014 目次
1 経営トップからのメッセージ.............................. 003
2 財務・事業ハイライト ................................................. 013
財務・事業ハイライト .......................................................................... 014
事業トピックス...................................................................................... 018

3 市場動向と経営方針 ................................................. 021
石油・天然ガス開発の事業フローと当社の強み .............................. 022
石油・天然ガス開発の事業環境....................................................... 026
中長期ビジョンと投資計画................................................................ 028
ビジネスモデルにおける当社の経営内容 ...................................... 030
グローバルな石油企業との比較 ...................................................... 032

4 特集：イクシスLNGプロジェクトとガスサプライチェーン............................................... 033

5 地域セグメント・プロジェクト概況 ................ 045
地域セグメント一覧 ............................................................................. 046
地域別プロジェクトの状況
アジア・オセアニア..................................................................... 048
ユーラシア.................................................................................... 054
中東・アフリカ.............................................................................. 056
米州 .............................................................................................. 058
日本 ............................................................................................... 062

6 サステイナビリティ・ガバナンス ......................... 065
サステイナビリティ.............................................................................. 066
コーポレート・ガバナンス .................................................. ................ 070

7 財務・会社情報 ................................................................ 079
財務・経理本部長からのメッセージ................................................. 080

12年間の主要財務情報 ..................................................................... 082
当社特有の会計処理・会計方針について ...................................... 084
経営陣による財政状態および経営成績の検討と分析 ............... 087
連結財務諸表／連結財務諸表の注記 ................................ ........... 094
事業等のリスク...................................................................................... 120
石油・天然ガスの埋蔵量および生産量について........................... 128
石油・天然ガス用語 ............................................................................. 132
索引・単位換算 ..................................................................................... 134
会社情報 .............................................. .................................................. 135002

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

免責事項
本アニュアルレポートは、
当社株式の購入や売却などを勧誘するものではありません。投資に関する決定は、投資家ご自身の判断において行われるようお願いいたします。掲載内容については細心の注意を払っていますが、掲載された情報に誤りがあった場合、
当社は一切責任を負うものではありませんのでご了承ください。
見通しに関する注意事項
本アニュアルレポートは、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います。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います。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、これらに限られるものではありません。
・原油および天然ガスの価格変動および需要の変化
・為替レートの変動
・探鉱、開発、生産に関連するコストまたはその他の支出の変化
当社は、本アニュアルレポートに掲載される情報（将来予想に関する情報を含む）を、その掲載日後において、更新または修正して公表する義務を負うものではありません。
その他の注意事項
本アニュアルレポートの財務内容に関わる数値は、原則単位未満を四捨五入して表示しています。P.48以降の「地域別プロ
ジェクトの状況」は、原則2014年6月末現在の状況を記載しています。表中の括弧内の数値はマイナスを意味します。また、生
産中プロジェクトにおける天然ガスの生産量は、
井戸元の生産数量ではなく、買主への販売に対応した数量となっています。

1Management
Message
経営トップからのメッセージ

経営トップからのメッセージ

Develop
DeliveryFromto2014年3月期（前期）は、安定した生産量の維持、確認埋蔵量の大幅増加、

大型プロジェクトの順調な進捗など将来の成長へ向けて強い手ごたえを感じた1年でした。
今期は、成長目標の実現に向けて、さらに “ギア・アップ” させます。

大型プロジェクトの進捗など
確固たる手ごたえを感じた2014年3月期
安定した生
生 産に加え、
円安メリットも受けて2014 年3月期は堅実な業績で推移
前期の連結売上高
高は前々期比9.7％増の1兆3,346億円、純利損を計上しましたが、保有する外貨建債券が償還されることで益は同0.4％増の1,837億円でした。2013年3月期（前々期）と円安による含み益が実現するとともに、P/L（損益計算書）上で比較して一過性のの権益譲渡益が無かったことや、原油価格の下も外貨建資産と負債のギャップが縮小し、為替リスクが中立化落といったマイナス
ス要因もありましたが、安定した生産量や円安しつつあります。これにより前期は、B/S（貸借対照表）のみならメリットなどによりり増収増益を果たしました。前々期は為替差

ずP/Lベースでも円安メリットをより多く享受できました。

足もとの収益を支える原油・天然ガスの安定した生産
当社は原油・天然然ガスの開発・生産が専業ですので、ほぼすべの生産油・ガス田における追加生産、および、新規油・ガス田かての売上高が原油
油・天然ガスの販売によります。収益の柱とならの生産が必須となります。現在の当社収益の柱であるインる原油・天然ガス
ス生産量の前期実績は、前々期比微増の日量

ドネシアのマハカムガス田は、前期に生産量の大きな減退は40.9 万バレルでしした。今後、豪州イクシスLNGプロジェクトの無く、生産レベルはほぼ横ばいの水準で推移しています。また、貢献などにより、生 産量を2020 年代前半には日量 100 万バレ

アゼルバイジャンの大型油田ACGでは今年 1月から追加の原ルまで増やすこととを中長期の目標としています。一方で、イクシ油生産がはじまり、当社の収益力をより強固にしています。

ス生産開始までのの業績を支えるには、収益の源泉である既存

004

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

経営トップからのメッセージ1

ment
石油・天然ガスの堅調な生産を維持しながら、
成長目標の実現に向けて取り組みを加速させる

代表取締役社長

北村 俊昭
国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014005

U.A.E.上部ザクム油田の権益延長で確認埋蔵量が増加、石油メジャー平均を上回る埋蔵量の増加率を達成
現状の収益を左右する生産量に対し、将来の収益を生み出す

上部ザクム油田では財務条件もあわせて改善されたため、源泉、いわば石油開発会社の生命線といえるのが埋蔵量です。 当社の純利益増加にも貢献しました。当社はこれまでアブダ
将来生産できる確度が高い「確認埋蔵量」は、前期に約 3.4 億

ビで約 40 年間にわたって操業実績や技術的貢献を積み重ねバレル（約 16 ％）増加しました。これは主に、U.A.E.アブダビてきました。私は、今回アブダビ政府が権益延長と財務条件

海上鉱区における大型油田の一つ、上部ザクム油田の権益期改定を認めるにあたって、当社の取り組みに対する評価が大き限を15 年余り延長できたことによります。

く影響したと思います。地道な努力やきめ細かな取り組み姿

確認埋蔵量の増加により、期中生産量を期中埋蔵量増加分でどの程度補充することができるかを示す リザーブ・リプレースメン
ト・レシオ（ RRR：3年平均）は370％に達しました。一般的に、石油開発会社はRRRを100％以上に維持するのが経営目標です。
当社の上場以来最も高い水準であるRRRの300％超えは、石油メジャーの平均も大きく上回ります。また、埋蔵量が生産量の何年分に相当するかを示す「可採年数」も、前期末は確認埋蔵量で17.1 年、推定埋蔵量を加えると30.2 年になり、石油メ

勢が我々の社会的使命である「エネルギーの安定供給」にもつながり、非常に意義深いと感じます。
確認埋蔵量とリザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）▶ 参照：同業他社との比較 P.32

リザーブ・リプレースメント・（％）
レシオ（3年平均）

25.3

億バレル

24.3
282%

確認埋蔵量（億バレル）

370%

21.9
255%

13.1

ジャーの平均を上回る良好な数値を達成しました。
25%
2011/3

2012/3

2013/3

ネット生産量長期見通し
2020年代前半のターゲット
イクシス LNGプロジェクト
生産開始などにより、既存案
件で日量70万バレル程度へ

日量
40.9万
バレル

2014/3（実績）006

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2014/3

日量100万バレル
新規
案件

既存
案件

既存
案件

2020年代前半

経営トップからのメッセージ

1

生産開始に向けて、
イクシスLNGプロジェクトは目に見える形で進捗
アブダビで評価された私たちのきめ細かさが十分に発揮され介していますが、今後、ガス液化プラントに関連したモジューているのが、現在豪州で進めているイクシスLNGプロジェクト

ルの搬入、生産井の掘削、パイプラインの敷設などの重要なです。イクシスは、当社が日本企業ではじめてオペレーターとし作業を順次進めることで、プロジェクトが一層目に見える形とて取り組む大規模 LNGプロジェクトであり、当社にとっても成なって具体化していきます。

長のカギとなる重要なプロジェクトです。2012 年 1月の最終投

イクシスLNGプロジェクトの本格生産により、当社のネット

資決定以降、開発作業はスケジュール、
コストの両面でほぼ順

生産量は現在の約 1.5 倍に、純利益はそれを上回る比率での調に進んでいます。

増加が見込まれます。イクシスで生産されるLNGの約 7 割は日当時、LNGプロジェクトのオペレーターとしていわば新米で本向けの供給となりますので、日本のエネルギー安定供給にあった当社は、最終投資決定前に、通常のリスク分析に加えも大きく貢献します。私は、イクシスをよく「当社の一丁目一番て先行する他 LNGプロジェクトの事例を綿密に研究しました。 地のプロジェクト」と説明しています。当社の成長にとって最もコントラクターとの入念な調整や入札前段階での徹底的な技

重要なこのプロジェクトの成功こそが、中長期目標を実現する

術設計書の詰めも行いました。これまでほぼ順調に作業が進ための最初の一歩だと思っています。振り返れば、私たちが豪捗している背景には、そうしたきめ細かな対応も功を奏してい州にはじめて進出したのは1980 年代半ばでした。以来、数十ると見ています。

年にわたって現地で積み上げてきた経験・ノウハウ・地の利をイクシスでは前期に主要な施設すべての建造・建設に着手し、 最大限活用しながら、生産開始まで、地道にかつ日々緊張感を今年6月には作業進捗率が全体の50％を超えました。本アニュ

持って取り組んでいきます。

アルレポートの特集（▶P.34– 参照 ）でも作業の進捗を詳しく紹

ガスサプライチェーンの実現に向け、直江津 LNG 基地は前倒しで完成
長年積み上げてきたノウハウ・地の利といえば、もう一つ忘れした直江津 LNG 基地では、イクシスにて今後生産するLNGをてはならないのが当社の国内天然ガス事業です。当社は、戦受け入れる予定です。
「豪州イクシスから日本の直江津へ」と後間もない頃から現在に至るまで、国産の天然ガスを一度もいう流れが実現すれば、国内外で自ら開発・操業する天然ガス

途絶させることなく国内に供給し続けています。現在の国内を自らのLNG 基地・パイプラインを使って最終ユーザーまで

向け天 然ガス年 間 販 売 量は 18.0 億 m で、これは、国内ガス供給する、世界でもあまり例を見ない完全な形での「ガスのサセクターでは第 4 位、500 万近い世帯の消費量に相当（ 1 世帯

プライチェーン」が構築されます。そして、国内ガス年間供給

32m /月換算）する規模です。

量 25 億 m3という当社の中長期目標の達成が見えてきます。イ3

3

国内天然ガス事業では、2009 年から建設を進めていた直江クシスの生産開始まであと2 年あまりというこのタイミングで、

津 LNG 基地が、2013 年 12月に予定より前倒しで完成・操業

直江津 LNG 基地の稼働を計画前倒しで実現できたことは、当開始に至りました。冬の悪天候などのさまざまな困難に直面

社にとって非常に大きな一歩だといえます。

しながらも大きな事故も無く仕上げることができました。完成

イクシス生産開始まであと2年あまりの期間、地道に、
日々緊張感を持って取り組んでいきます。
取り組んでいきます。
国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

007

全社一丸となって中長期の目標に向けてまい進
成長投資を着実に実施しつつ財務体質も健全な水準を維持
私たちの企業目標は「石油・天然ガス開発事業における持続バレル」の達成に向け、
まず、2013年3月期から2017年3月期ま

的な成長を実現することで、国際的競争力を持つ上流専業企での5年間で総額3.5兆円を投じます。2014年3月期は9,629

業のトップクラスになること」です。2012 年 5月には、
この企業億円を投じ、2013年3月期の6,533億円とあわせ、最初の2年間

目標への重点的な取り組み方針と課題を INPEX 中長期ビですでに約1兆6,160億円を投資しました。イクシス向けの投資

ジョン として策定しました。我々は、2020 年代前半までに、が3.5兆円の半分以上を占めますが、イクシスがほぼ順調に進

1上流事業の持続的拡大に向けて捗しているので、投資計画自体に変更はなく、
ほぼ計画に沿ってネット生産量を日量100万バレルへ
2ガスサプライチェーンを強化させ、国内ガス供給量を年間25億m へ
3

3次世代の成長を見据え、再生可能エネルギーへの取り組み強化

推移しています。
現在の当社は、イクシスをはじめとした大型プロジェクトへの投資を積極的に行う時期にあるため、積極的な投資を実現させるための資金調達を確実に行う必要があります。そのため財務健全性を維持しなければならず、バランスシートの純資の3つの成長を通じて、中長期目標の実現を目指しているとこ

産は増加することとなり、高い利益水準を確保できた前期でろです。

も純資産をベースとした利益率はあまり高くない水準（ ROE

この中で、1の「上流事業の持続的拡大」を具体的に言い換

7.0％）でした。一方の財務体質は、我々が掲げる長期的な財えるならば、
それは「生産油・ガス田から得られるキャッシュ・フ

務目標である「自己資本比率50％以上」、「 純有利子負債／純ローの再投資を通じて埋蔵量を確保しながら、生産量を増やす

使用総資本 20％以下」を維持し、前期はそれぞれ69.1％、マイこと」です。中長期ビジョンで掲げた「ネット生産量日量 100万

ナス31.9％と十分な財務健全性を確保しています。

エネルギーをめぐる国内外の情勢
石油・天然ガス開発事業は事業の着手から投資の回収まで長目されています。昨年のアニュアルレポートの本セクションにい期間を要するため、健全な財務基盤の確保に加えて、エネルてシェールガスの特徴についてお話ししましたが、シェールガ

ギーをめぐる世界情勢も的確に分析しておく必要があります。

スLNGの本格的な稼働に至るまでには越えるべきハードルも昨今の情勢を見ると資源ナショナリズムの高まりや新興国にあることから、結局は、シェールガスLNG 、既存 LNGプロジェ

よる積極的な資源獲得により、権益確保をめぐる競争は一段クトともに、競争力のあるプロジェクトだけが競争に勝ち残っと厳しさを増しています。また、建設コストや人件費の高騰にていくことになると思います。

より、開発プロジェクトを取り巻く環境が厳しくなってきていま

国内の情勢については、今年4月にエネルギー政策の基盤とす。こうしたなかで、我々はイクシスなどの大規模プロジェクトなるエネルギー基本計画が閣議決定されました。エネルギーを着実に立ち上げ、グローバルな石油開発企業の一員として基本計画では、日本にとっての重要なエネルギー源として石の国際的な信用を積み重ねるとともに、有望なプレーヤーとし

油・天然ガスが位置づけられています。政策の方向性に当社のてこの競争環境のなかで勝ち残っていかなければいけません。

中長期目標を照らしても矛盾は見られません。石油・天然ガス

エネルギー情勢といえば、米国発のシェールガスLNGが今開発に携わる日本の中核的企業として、今一度責任の重さに後も増加するエネルギー需要を満たす新たな担い手として注008

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

気を引き締めています。

経営トップからのメッセージ1

基盤整備に向けてグローバル人事体制を構築し、ナレッジ・シェアを推進
一昨年のアニュアルレポートの本セクションにて、5年間・3.5兆

ペシャリストの確保、現場に必要なスキルや技術力が身につく

円の投資計画の内訳や、すでに資金調達の目途が立っている

人材育成、有能な社員の国を跨ぐ人事異動など、グローバル点をご説明しました。中長期ビジョンの策定から2年あまりが人材を活用するための仕組みを整えていきます。

経過した今年は、会社の規模が拡大していくなかで的確な業

プロジェクトの規模が大きくなればなるほど越えるべき壁は務執行を続けるための経営基盤の整備についてお話しします。

高くなります。そのようななかでは、
マネジメント層・社員がそ中長期目標の達成に向けて、当社は2012 年 5月に、海外案

れぞれの経験・知見を持ち寄って、全社一丸となって対応レベ

件の取得を専門にした「新規プロジェクト開発本部」を新設しルを上げていく必要があります。その下支えとするために、「ナました。翌年の2013 年 5月には国内天然ガスアセットを一元

レッジ・シェア」の仕組みも整えました。探鉱プロジェクトから的に管理する「天然ガス供給本部」も立ち上げるなど、主に組得られる知見・ノウハウ、世界中で進行するプロジェクトの現

織面での体制を強化してきました。一方で、イクシス、
アバディ

場で積み重ねられたHSE（労働衛生・安全・環境）の経験値なといった大型プロジェクトの進捗とともに、社員の国籍や勤務どを全社的に共有する体制を確立しています。私自身、国内

地もグローバルに広がり、また、業務ごとに一層高い専門性が外の事務所や現場を訪れる際には、これらの基盤整備の成果求められるようになりました。これを受け、今般、当社グループを都度確認するようにしていますが、特に最近では技術スタン

における世界共通の「人材マネジメント基盤」の確立に向けて

ダードの確立や人材交流などの点で手ごたえを感じています。

取り組みを開始しました。大型プロジェクトの成功を支えるス

私たちの世界共通の価値基準「 INPEXバリュー」
当社の連結従業員数は2,874 名（ 2014 年 3月末現在）で、その約半分が日本国外で勤務しています。また、豪州、インドネ
シアなど、外国籍の従業員は全体の約 4 割を占めています。このように、当社がますます多文化・多国籍化していくなか、グローバルレベルで共通の価値基準の浸透を図ることはとても大切です。私たちは、2014 年 4月に1安全第一、2誠実、3多様性、4創意工夫、5協働、の5つを大切にすべき価値とする

INPEXバリュー を制定しました。このINPEXバリューは、これまで日本・豪州・インドネシアで個別にあったそれぞれの価値基準を、1 年以上にわたる議論を重ねて一つに統合したものです。国際競争力のある上流専業企業のトップクラスを目指す上でも、国籍や勤務地の違いを超えて、社員がこの共通のINPEXバリューのもと一体となって働くことが不可欠だと考えています。
探鉱作業時にイクシスガス・コンデンセート田から産出したコンデンセート（実物）

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014009

また、社員一 人ひとりが 充 実して働くためには、INPEXバリューの制定とともに、人事政策の面でもきめ細かな運用が必要です。INPEXは文化、国籍、性別、年齢などによる差別なく多様な人材の活躍・支援に力を入れています。そうした取り組みが評価され、女性活躍推進に優れた企業として今年 3月に当社ではじめて「なでしこ銘柄」に選定されました。当社の女
性社員数・比率は、2010 年3月末当時は252 名、約 13％でした
が、今年 3月末には535 名、約 19％に拡大しました。これからもグローバル企業としてダイバーシティマネジメントを推進しな
がら、多様性に富んだ社員が働きやすく活躍できるような人事政策の整備に取り組んでいきます。

長期的な信頼関係をベースとする
ステークホルダーとの関わり
「心」
と
「形」
の両輪で
安全性を確保する
これまで、生産量・埋蔵量の維持・拡大や、大型プロジェクトの重要性についてお話ししてきましたが、それらの何よりにも勝る大切なものが「安全確保」です。もともと、私たちの石油・天然ガス開発事業は、重大な事故が起きるリスクとは隣り合わせの業界であるため、事業の安全確保を一番に優先すべきものと位置づけています。私は、安全の確保は、「心」と「形」の両
方が車の両輪のように組み合わさないと難しいと信じています。
「 INPEXバリュー」の筆頭に安全第一を据え、「 HSEを最優

010

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

先とし、懸念がある場合は個々人が業務を停止することをいと業はグローバルですから、その「形」が国際水準に沿ったもの

わない」という内容を盛り込んだのは、心構えとしての「心」のであることは言うまでもありません。万一の事故等の事態を整備です。同時に、安全確保に向けた仕組みを
「形」
として整え

想定し、迅速・的確な情報把握・共有や現場対応ができるよう、るため、HSEマネジメントの徹底を図っています。私たちの事

ルール作りとトレーニングを推し進めています。

経営トップからのメッセージ1

経営目標の達成に不可欠なステークホルダーの支え
経営目標の達成には、安全性をベースにした操業とともに、株に感じます。

主・投資家の皆さまをはじめとしたステークホルダーの支え

個人投資家の方々を意識したIR 活動も積極的に取り組んでが重要です。元来、投資スパンが長い石油開発事業では、事います。当社は昨年 10月に普通株式 1 株を400 株に分割し投業パートナーとの長期にわたる信頼関係の構築が求められま

資単元を100 株としました。これにより、特に個人投資家の皆す。私は、株主・投資家などのステークホルダーの皆さまともさまにとって当社株式へより投資しやすい環境を整備できま同様の信頼関係を作りたいと考えています。2010 年 6月の社した。一方で、我々の石油開発事業はそもそも国内に同業他

長就任以来、私は毎年欠かさず、国内の機関投資家ミーティ

社がほとんどいないため、投資家の皆さまにとって、事業内容

ング、個人投資家向けの大規模説明会、海外の機関投資家訪がわかりづらい、他社との相対比較がしづらいといった声をお問を行っています。実際、定期的にお会いする株主・投資家か聞きします。コミュニケーションの機会を増やしながら、このらの言葉・ご意見が、経営判断をする際にもよく脳裏をよぎり業界の動向や特徴、当社の使命といった点も丁寧にご説明すますので、この4 年間で互いの関係がより強くなってきたようるIR 活動にも力を注ぎたいと考えています。

2015年3月期はギア・アップの年
2015年3月期の業績・生産量の予想

新規生産油田の貢献もあり全体生産量は微増
2015年3月期（今期）の業績予想の前提は、原油価格を前期に34を数えます。個々の生産プロジェクトの生産維持・拡大は実績に比べやや低めに設定したほか、積極的な探鉱投資も盛

もちろん大切ですが、石油開発事業にはカントリーリスクが付り込んでいます。そのため、2015 年 3月期は連 結 売 上 高1 兆き物ですから、地域的にバランスのとれた資産ポートフォリオ

3,160億円、純利益1,780億円と前期比で減収減益を予想（今の構築が大切です。当社の生産アセットは、日本を含め世界の年8月時点）
しています。

五大陸に展開されていますが、地域別では生産量の多寡にば収益に直結するネット生産量は、前期比微増の日量 41.1 万らつきがあります。そういったなかで、今下期に地域別生産量

バレルを見込みます。我々は27ヵ国で78の石油・天然ガスプ

が最も少ない「米州」にて、米メキシコ湾のルシウス油田が生ロジェクト（今年 6月末時点）を保有していますが、うち生産中産を開始します。これによりキャッシュ・フローの貢献に加え、のプロジェクトは主力のインドネシア・マハカム沖鉱区を筆頭

生産アセットの地域バランス向上にもつながります。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

011

2015年3月期は成長に向けてギアを上げる
2012年5月の中長期ビジョンの策定時、私は、2017年3月期ま昨年のアニュアルレポートで申し上げた「成長の好循環」の輪での最初の5年間に重点を置いていると申し上げました。2015

をさらに大きく回します。作業進捗率が 50%を超えたイクシス

年3月期は、
まさにその5年間の折り返し地点にあたります。“スなど、当社の大型プロジェクトも着実に仕上げていきます。まタート・ダッシュ”を切った1年目の前々期、中長期目標の実現

た、収 益の果 実の種まきである探 鉱 投 資も活 発に行います。

に向けて“確固たる手ごたえ”を得た2年目の前期、そして続く3

今期の探鉱投資額は過去最高の年間1,050 億円を予定し、ア年目となる2015年3月期は、成長目標の実現に向けた取り組

ジア・オセアニア地域を中心に試探掘井を21 本掘る予定です。

みを一層加速させる“ギア・アップ”の年にしていきます。

掘る井戸の結果に期待を抱きつつ、安全を最優先にしながら、今期は生産を開始するプロジェクトが複数あります。そう

地道に取り組んでいきます。

した一つひとつの「収益の果実」を着実に育て収穫することで、イクシス生産開始後、海外上流専業企業トップクラスの水準を意識した株主還元を図る
今年 6月25日に第 8 回定時株主総会が開催され、600 名超の当社の株主還元の基本方針は、端的にご説明すると、「 投資

株主の皆さまにご出席いただきました。株主の方からは当社と配当をバランスさせる」です。イクシスの生産開始前は、生産

大型プロジェクトやLNGマーケットに関するご質問もいただく

プロジェクトから生まれるキャッシュ・フローを投資に充てるなど、イクシスを中心とする今後の当社の成長に大きな期待が必要があるため、投資に軸足を置いています。従って、2015 年

寄せられていると感じました。

3月期の1 株当たり年間配当金は、前期と同じ18円を予定して2013 年前半に下落傾向にあった当社株価は、同います。ただし、イクシスの生産開始後には、海外の同業他社

年後半の株式分割・投資単位引き下げと時期をあなど、上流専業企業トップクラスの水準を意識した株主還元をわせるように、ほどなくして回復傾向を見せていま図っていきたいと考えています。

す。堅調な生産量、確認埋蔵量の増加、イクシス

中長期ビジョンの折り返し地点でもあり、また、イクシスの生をはじめとした個々のプロジェクトの進捗も当社

産開始まで2 年あまりとなった2015 年 3月期は、成長への取りの評価を後押ししていると思います。2015 年 3組みを加速させます。INPEX 全体として強い結束力を保ちな

月期も、事業の面に加えて、株価の適正評価に向がら、前期に見られた成長への手ごたえを実のあるものに仕上けた積極的な情報開示やIR 活動を継続的に実行げていくためにギアを上げていきます。

していきます。

2014年8月

成長への手ごたえを
実のあるものに仕上げていくためにギアを上げていきます。

012

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2Highlights

財務・事業ハイライト

財務・事業ハイライト（設立時・2013年3月期との比較）

業績

安定した生産量に支えられ、高い利益水準を維持しています。2014 年 3月期は、連 結 売 上 高が過 去 最 高になりました。

2014年3月期の当期純利益は、2013年3月期に計上したイク

シス権益譲渡益の剥落や原油価格の下落などのマイナス要因があったものの、円安メリットなどにより前期比で増益となりました。

探鉱・開発投資開発投資は、主に保有する埋蔵量から原油・天然ガスを生産するための設備投資を指します。開発投資額は年間2,000 億円前後で推移していましたが、2012 年 1月のイクシスLNGプ

ロジェクトの最終投資決定（ FID ）以降は、同プロジェクト向けの開発投資が増加しています。新たな資源の発見に向けた探鉱投資は、2013 年 3月期からの積極的な探鉱活動により投資額を増加させています。

生産量・埋蔵量

収益の源泉である生産量は安定したレベルを維持しています。

当社のネット生産量は、イクシスの生産開始などにより足もとの日量40 万バレルレベルから70 万バレルレベルに増加する
見通しで、その後、2020 年代前半の日量 100 万バレルを目指しています。

確認埋蔵量は、主に、生産活動に伴い減少（足もとの当社の場合は年間 1.5 億バレル程度）し、資源の発見・追加により増加します。当社は、大型プロジェクトの埋蔵量追加・格上げ

等により、生産減少分以上に確認埋蔵量を増加させています。

原油価格・為替・当社株価

当社の収益は原油価格と為替相場の変動に大きく影響を受けます。2007年3月期に1バレル60ドル­70ドル前後だった原油価格（ブレント原油）は、2008年の金融危機を前後に大きく上下し、その後、2011年以降は1バレル100ドルを超える高い水準にあります。

為替相場（米ドル）は、2007年3月期は1ドル110円­120円の円安水準にあり、その後、2013年にかけて長らく円高傾向にありましたが、2012年末より円安傾向にあります。

014

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

財 務・事 業ハイライト

2

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014015

財務・事業ハイライト（過去5年間との比較グラフ）
3月31日終了の連結会計年度 主な指標の注記はP.81参照

収益性指標 ▶ 参照：その他の収益性指標、別冊ファクトブック2014 P.08
売上高（製品別）

当期純利益、EBIDAX（利払い・償却・探鉱費前利益）■原油 ■天然ガス ■その他（億円）
14,00012,00010,00010,762
275

8,404

8,000
6,000

3,983

271

6,504

3,264

4,000

4,869

9,431
289

11,867

12,165

314

306

3,562

204

4,000

4,554

0

1,837

1,830

1,287

1,072

1,000

3,509

2,749

2,425

1,940
1,451

2,000

0

2009

2010

2011

2012

2014

2013

2009

2010 年 3月期から2012 年 3月期にかけて、円高の影響はあったものの主に原油価格が堅調に推移したため、売上高は増加しました。2014 年 3月期の売上高は、

2010

2011

2012

2014

2013

EBIDAXは、資源開発の企業によく見られる指標で、利払い、償却費、探鉱費前

主に円安の影響により過去最高となりました。

の利益です。個々の企業の会計処理方法に左右されず利益をどの程度生み出したかがわかります。

効率性指標 ▶ 参照：その他の効率性指標、別冊ファクトブック2014 P.09

安全性指標 ▶ 参照：その他の安全性指標、別冊ファクトブック2014 P.11

株主資本利益率（ROE）、純使用総資本利益率（ネットROACE）
ROE

（%）

自己資本、
自己資本比率、純有利子負債、純有利子負債／純使用総資本

ネットROACE

20

16.0

14.6
10.5
8.1

5

自己資本比率 ■純有利子負債

8.6
9.3

0

7.9

2010

2011

2012

7.0

-15,000

ネットROACEは純有利子負債を加味した利益率であり、当社は純有利子負債がマイナスのためROEよりも高い数値となっています。

投資指標■1株当たり配当額（中間） ■1株当たり配当額（期末）

17.50

17.50
15

13.0
% 10.00 12.1%

配当性向 （%）

71.1%

68.6%

69.1% 75

13,87550
25-3,241-3,492-31.2%-30.6%-6,888-8,153-8,741-48.9%
2009

2010

2011

2012

-60.7%-43.9%

2013-7,253-31.9%
2014

0
-25
-50
-75

有利子負債を上回る現預金や債券などを保有しているため、当社の純有利子負債はマイナスになっており、健全な財務体質を維持しています。

13.2
%

14.7
%
7.50
6.25

14.0
%

7.50

10.00

7.50

7.50

14.3
%

2011

2012

9.00

8.75

9.00

2013

20

15

15

10

10

5

5

0

0

2014

現在、イクシス等への投資フェーズにある当社は、成長投資と株主還元のバランスを重視しています。イクシスの生産開始後は、海外の同業他社など、上流専業企業トップクラスの水準を意識した株主還元を図っていきます。
※2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株につき400株の割合で株式分割を行っています。各連結会計年度の1株当たり配当額は、
当該株式分割の影響を考慮した遡及修正後の金額となっています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

15.1

PBR

15.5

11.1

8.75

0

2010

PER

（倍）

20

18.00

15.00

13.75

10.00

2009

125
100

株価収益率（PER）、株価純資産倍率（PBR）

20.00

5

74.5%

150

27,911▶ 参照：その他の投資指標、
別冊ファクトブック2014 P.12

1株当たり配当額、配当性向（円）

21,79324,813-5,000

2014

2013

68.9%

純有利子負債／純使用総資本 （%）

5,000-10,000

2009

71.9%

10,000 12,711

11.2

10.8

7.6

19,96920,0000

1030,00015,000

11.9

10

20

（億円） ■自己資本
25,000

15

016

2,759

2,000

5,580

4,022

3,626

3,000

8,588

7,881

7,262

5,000

13,346

3,978

4,291

■当期純利益 ■EBIDAX

（億円）

10.5

10.0

10.6

1.3

1.2

1.2

0.9

0.7

0.7

2009

2010

2011

2012

2013

2014

業績・配当ともに安定しているものの、直近の年度末までPER 、PBRは低い水準に留まっていますが、その後、足もとでは回復傾向にあります。

埋蔵量・生産量指標、探鉱・開発投資額▶ 参照：その他の埋蔵量・生産量指標、
別冊ファクトブック2014 P.13

確認埋蔵量（製品別）、
リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）

確認・推定埋蔵量、可採年数（百万バレル（原油換算））■原油（原油換算））（百万バレル■天然ガス（％）
リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）

3,000

2,432

2,400

1,800

282%

1,598

1,200

1,475

550

980

35%

61%

409
899

2,532

1,254
1,451

1,259
929

981

320

240

255%

1,308

495

1,048
600

2,188

400

1,278

160

80

5,000

2010

2012

2013

1,945

1,907

年

2,000

1,598

1,000
0

26.7
1,475

年 2,432

1,308

8.5

年

2009

27.4

年

10.0

年

2014

40

30

29.8

10.8
2011

4,095

1,823

2,818

4,477

32.3

0

2009

4,256

4,126

2,929

4,000

25%

0

4,404

3,176

3,000 年

2010

年

2,188

14.7

年

30.2 2,532
年

20

17.1

10

年

年

15.6

年

27.5

0

2011

2012

2014

2013

リザーブ・リプレースメント・レシオ＝期中の確認埋蔵量増加分／期中生産量

可採年数＝期末埋蔵量／期中生産量

イクシスLNGプロジェクトの最終投資決定、ADMA 上部ザクム油田の権益期限の延長により、2012 年 3月期、2014 年 3月期のそれぞれで、確認埋蔵量が大きく増加し、2014 年 3月期のリザーブ・リプレースメント・レシオは370％と上場
来の最高値となりました。

可採年数は、現在の生産量の何年分の埋蔵量を保有しているかを示すものです。
直近の当社の可採年数は、確認埋蔵量だけで17.1 年、推定埋蔵量を加えると30.2年であり、良好な数値を維持しています。

原油換算 1バレル当たりの生産コスト、探鉱・開発費（3年平均）

ネット生産量（製品別、原油換算）（米ドル/バレル（原油換算））（千バレル／日）

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・開発費（3年平均）

80■原油 ■天然ガス

450

78.6

360

60

2

50

4,774

財 務・事 業ハイライト

370%■確認埋蔵量 ■推定埋蔵量
確認＋推定埋蔵量の可採年数
確認埋蔵量の可採年数 （年）

405

405

182

187

223

218

423

426

184

175

239

251

408

409

162

164

246

245

55.4
270
40

28.3

180

0

12.4

11.2

11.4

2009

2010

2011

18.3

16.4

17.9
11.2

11.7

2012

2013

2014

20

6.3

90

0

原油換算1バレル当たりの探鉱・開発費＝油・ガス田の探鉱・開発費用および権益の取得費用の合計額を、確認埋蔵量増加分で除した数値

イクシスの開発移行などに伴い、足もとで開発投資は増加していますが、確認埋蔵量の増加により、1バレル当たりの探鉱・開発費は、2012 年3月期以降良好な水準を維持しています。

2010
2009
2011
2012
2013
2014
既存の生産油・ガス田からの減退がある一方で、新規油田からの生産開始などにより、当社のネット生産量は安定した水準を維持しています。今後、イクシスレベルに増加する見込みです。
の生産開始などで日量 70 万バレル（原油換算）

環境
水資源使用量、温室効果ガス排出量

試探掘成功率（3年平均）、試探掘井（坑）数
試探掘成功率（3年平均） ■試探掘井（坑）数 （坑）

（％）
80

60

40

56.3%

64.5%
46.8%

24
40

59.5%
50.6%

651

15,000

512

473
439

10,000392

381

14,292

700

500

300

20

15

13
20

2

0

2011

2012

2013

0

2014

試探掘成功率＝試探掘井掘削本数に占める成功井数の割合（試探掘井：新規フィールドの発見、貯留層が発見されているフィールドにおける他の貯留層の発見、既知の貯留層の広がりの確認を目的とした掘削井）
2014年3月期は作業中の坑数を含む。
坑数は当該年度に掘削作業を完了したもの。但し、積極的な探鉱投資により、作業中の試探掘井数は増加しています。

100

4,000
10

7

2010

温室効果ガス排出量 （千トン-CO2）

20,000

30

45.0%

19

2009

水資源使用量

（千m3）

2,000

1,248

1,115

1,283

1,436

2009

2010

2011

2012

50

1,749
0

0

2013

2014

国内外の当社オペレータープロジェクトにおける水使用量、温室効果ガスの排出量。

水資源量は、主に直江津LNG 基地の操業開始に伴い前期比で大幅に増加していますが、増加の大部分は加温・冷却用の海水使用であり、使用した海水は、その後、生態系に与える影響を最小限に抑えた上で海に戻しています。温室効果
ガス排出量は、イクシスの建設工事進捗などにより微増傾向にあります。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

017

事業トピックス
2014年3月期（2013年4月〜）から足もと（2014年7月末）
にかけて当社がプレスリリースしたトピックスを紹介します。

探鉱プロジェクト関係2013年 4月 モザンビーク海上Area2&5 鉱区の取得
4月 チモール海・JPDA11-106 鉱区の生産分与契約の新規締結
5月 ウルグアイ海上Area15鉱区の取得

5月 ロシア・ロスネフチ社との協力協定の締結（オホーツク海北部探鉱鉱区）
6月 ベトナム海上05-1b&05-1c 探鉱鉱区でガス・コンデンセート層確認
6月 豪州沖合WA-494-P 鉱区の落札

8月 米国・メキシコ湾ウォーカー・リッジ鉱区の試掘にて原油の存在を確認
9月 ロシア・イルクーツク州探鉱事業への参画

10月 英国・第27次公開入札にて探鉱ライセンスの追加取得
12月 グリーンランド・カヌマスエリアのライセンス契約締結
2014年 5月 豪州沖合WA-502-P 鉱区の落札
6月 豪州沖合WA-504-P 鉱区の落札

開発・生産プロジェクト
2013年 4月 ブラジル・フラージ油田の生産再開の承認
9月 カザフスタン・カシャガン油田の原油生産開始

10月 インドネシア・セブク鉱区ルビーガス田の生産開始

2014年 1月 U.A.E.上部ザクム油田の権益期限延長と財務条件の改定1月 アゼルバイジャン・カスピ海ACG油田の追加
原油生産開始（チラグオイルプロジェクト）

5月 インドネシア・南ナトゥナ海 B 鉱区サウス
ブルットガス田の生産開始

7月 米メキシコ湾ルシウス油田権益の追加取得

イクシスLNGプロジェクト ▶ 詳しくはP.34 〜（特集）参照
2013年 6月 LNG船の新規造船・保有、定期傭船契約の締結

6月 沖合生産・貯油出荷施設（FPSO）建造に関わる起工式の開催
6月 台湾CPC社への権益の一部譲渡に合意

9月 陸上ガス液化プラントの作業員宿舎開所式開催

U.A.E.上部ザクム油田

2014年 2月 FPSOの本格的な組み立て作業の開始

4月 沖合生産・処理施設（CPF）の組み立て開始
6月 プロジェクト進捗率の50％達成

6月 ガス輸送パイプラインの敷設作業開始
7月 FPSOの進水

7月 陸上ガス液化プラント建設用モジュールの搬入開始

他 LNGプロジェクト
2013年 5月 アバディLNGプロジェクトの権益比率変更（当社権益60%→65%）

6月 ロシア・ウラジオストクLNGプロジェクトに関する基本合意書の締結

11月 カナダ・シェールガスプロジェクトのLNG事業化に関する調査権取得
2014年 5月 豪州・プレリュードFLNGプロジェクトのLNG売買を東京電力、静岡ガス
と基本合意

018

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

コーポレート関係
2013年 5月 ムーディーズから新規信用格付け取得

5月 組織改編を行い「天然ガス供給本部」
を新設

10月 株式分割・投資単位の引き下げ実施

再生可能エネルギー等への取り組み強化▶ 詳しくはP.64参照2013年 4月 新潟県上越市に太陽光発電所（メガソーラー上越）を竣工
7月 地熱開発（北海道・秋田県）の調査井の掘削開始
9月 地熱開発（福島県磐梯山）の地表調査開始

2014年 3月 新潟県上越市にメガソーラーの追加建設を決定

6月 メタンハイドレート試験の支援作業を共同で受託

財 務・事 業ハイライト2

阿女鱒岳地域の地熱調査井の掘削作業の様子（2013年7月）

直江津 LNG基地・国内ガスパイプライン ▶ 詳しくはP.62-64参照
2013年 7月 直江津ライン、新長岡ライン延伸工事の完工

7月 直江津LNG基地向けのLNG売買契約を中部電力と締結

8月 LNG船第一船入港

12月 直江津LNG基地竣工・稼働開始
2014年 2月 新東京ライン延伸（第五期）に向けた事前調査開始

4月 富山ラインの建設工事の進捗（ 2016 年年央供用開始予定）

直江津LNG基地

2014年 1月 シンガポールに現地法人・現地事務所開設

3月 女性活躍推進企業として平成25年度の「なでしこ銘柄」に選定
6月 ノルウェーに現地法人・現地事務所開設

7月 天然ガス液体燃料化（GTL）技術の実証研究プロジェクト、
および、
当社社員寮がエンジニアリング協会の奨励特別賞を受賞

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014019

今後の主な生産開始スケジュール
ネット生産量
日量100万バレルへ

今後、
イクシスLNGプロジェクトをはじめとして多くの開発・開発準備中プロ
ジェクトが生産開始をむかえる予定です。

100
イクシスの生産開始などで日量70 万バレル程度へ増加

70
国内ガス年間供給量
25億m3へ

ネット生産量の維持・拡大（日量 40 万バレル台）

40

米国
メキシコ湾
ルシウス油田

原油

始
働開
ン稼
ライ
富山
豪州
イクシスLNGプロジェクト

U.A.E.

豪州
ウムルル油田ナスル油田 コニストンユニット

豪州
プレリュードFLNGプロジェクト

カナダ
シェールガス
インドネシア プロジェクト／
カナダ
アバディLNG コルドバ地域 ジョスリン
プロジェクトオイルサンドプロジェクトアンゴラ
リアンジ油田天然ガス

2015年3月期〜2016年3月期

2017年3月期以降

米州、
中東・アフリカなどの原油プロジェクトとして、以降、プレリュード、アバディなどのLNG

イクシスLNGプロジェクトの生産開始までは、からの新規生産を予定しています。

2020年代前半

2016年末予定のイクシスの生産開始をはじめイクシスなどの大型プロジェク

トを確実に立ち上げつつ、探鉱

プロジェクトの生産開始を予定しています。

投資、資産買収などをあわせて、2020年 代 前 半 にネット生 産

量日量100万バレルの達成をターゲットとしています。

カナダの非在来型資源（シェールガス、オイルサンド）など、将来の成長も期待。

複数の新規原油プロジェクトの生産開始を予定。また、U.A.E.上部ザクム油田の生産量増加など既存案
件からの生産量増加も計画。

主にLNGプロジェクトからの天然

ガス生産量増加を見込む。LNGプ

ロジェクトからあわせて生産される

LPGやコンデンセートの生産も貢献。

020

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

他にも、現在各地域で進める30以上の探鉱プロジェクトにて資源の発見があれば、追加的な生産貢献を期待。

3Market Trend andManagement Policy

市場動向と経営方針

石油・天然ガス開発の事業フローと当社の強み
石油・天然ガス業界の事業は、川の流れにたとえて、石油・天然ガスの開発・生産を行う「上流」、生産物の輸送を行う「中流」、精製・販売を行う「下流」に分けることができます。当社は、主に「上流」を担い、地下に存在する原油や天然ガスを見つけ、掘り出し、集め、販売する事業を行っています。下記事業フローの通り、上流事

業はさらに細かく1鉱区の取得、2探鉱、3評価、4開発、5生産、6販売に分類されます。

当社の石油・天然ガスプロジェクト
生産中
生産・販売を行っているプロジェクト
開発中
最終投資決定を行い、生産に向けて開発作業を行っているプロジェクト
既発見／開発準備中
探鉱・評価作業により資源の発見があるプロジェクト
探鉱中
探鉱・評価作業中でまだ資源の発見が無いプロジェクト
その他プロジェクト

契約の調印式

原油・天然ガスの存在が見込まれる地域に関する法制、
カントリーリスクなどの各種情報収集を行い、鉱業・探鉱開発権の申請・入札や、探鉱開発のための契約締結を行います。

022

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

27ヵ国78プロジェクト（2014年6月末現在）
日本

1

米州

18

アジア・
オセアニア

地域別
中東・ プロジェクト数
アフリカ

10

ユーラシア

7

42

その他

1

探鉱中

30

開発ステージ別 生産中
プロジェクト数 34

既発見 /
開発準備中

8 開発中
5

市 場 動 向と経 営 方 針

3

物理探査

地質調査に加え、衛星画像、地震波による物理探査などを活用し、原油・天評価井の掘削原油・天然ガスの存在が確認された

場合、油・ガス田の広がりを調査する

然ガス鉱床の存在可能性を調査しまための「評価井」を掘削し、埋蔵量をの井戸「試掘井」
を掘削します。

ど、商業生産の可否を判断します。

す。さらに、その存在を確認するため評価します。さらに、採算性の検討な

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

023

024

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

クリスマスツリー

パイプラインへ

高圧セパレーター
水・油・砂

1

冷凍装置

炭酸ガス
除去設備

水分・油

二酸化炭素
素

2

3

天然ガスの精製・処理

油分や不純物（炭酸ガス・水分など）を分離・除去し、製品として利用できる天然ガスとして送り出します。

市 場 動 向と経 営 方 針

3国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014025

石油・天然ガス開発の事業環境
石油・天然ガスを含む世界の一次エネルギー

欧州・ユーラシアに、今後さらに拡大する見通しです。そのなか

1,728万バレル／日

需要は、中国やインドといった新興国を中心

天然ガス

原油

でも天然ガスは、今後も大きな需要の増加が999億cf／日

原油生産量

見込まれています。一方、資源ナショナリズム

天然ガス生産量

100万バレル／日

100億立方フィート（cf）／日の高まりなどにより、新たな石油・天然ガス権益の確保は、開発が難しいフロンティア地域に偏りつつあります。

中東
天然ガス

原油

550億
cf／日

2,836万バレル／日

アジア・太平洋

アフリカ
原油

882万

バレル／日

天然ガス

198億
cf／日

天然ガス

原油

823万バレル／日

473億cf／日

石油・天然ガスの主な産出地帯（イメージ）

世界の確認埋蔵量と可採年数
世 界 の 確 認 埋 蔵 量 は、原 油 が 約

原油、天然ガスの確認埋蔵量と可採年数（2013年末時点）

1.7 兆バレル、天然ガスが約 6,600
兆立方フィートとなっています。地

アフリカ7.7%

域別の埋蔵量は中東地域が原油・

欧州・
ユーラシア

天然ガスともに最も多く存在します。原 油は中南 米や北 米、天 然ガ
スは欧州・ユーラシアにも多くの確

8.8%
北米

アジア・太平洋 2.5%

アフリカ

原油

中東

47.9%

13.6%

天然ガス

7.6%

1兆 6,879億バレル

中南米 4.1%

北米 6.3%6,557.8 兆

アジア・
太平洋

立方フィート

中東

43.2%

8.2%

認埋蔵量があります。
中南米

19.5%

可採年数

53.3年

欧州・ユーラシア

30.5%

可採年数

55.1年
出典：
「BP Statistical Review of World Energy 2014」026

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

北米
原油

国内の石油
油・天然ガス需要
日本のLNG輸入量の推移

1,683万

バレル／日

天然ガス

870億
cf／日

2013年：8,749万トン（百万トン／年）
100

80
60
40
20
0

1995

2000

2005

2010

原子力発電所の稼働停止の影響で、火力発電に占める液化天然ガス（ LNG）の需要が増えたため、国内のLNG需要が増加しています。

3

出典：財務省「貿易統計」

市 場 動 向と経 営 方 針

国内一次エネルギーの供給実績（2012年）
水力3.3%

原子力

0.7%
石炭

新エネルギー他

1.8%
石油

23.2% 48.3%
天然ガス

国内の石油需要は近年減少傾向にありますが、熱源、動力源、原料用などで汎用性が高い石油は、現在でも国内一次エネルギー供給
源の4割以上を占めています。

22.8%
出典：
「エネルギー・経済統計要覧2013」

世界の地域別生産量
日本を含め、石油・天然ガスを産出している国・地域は数多くありますが、生産規模が大きく、また、外国の石油会社に鉱区を開放している国、かつ、天然ガ

中南米

スの場合、LNGによる輸出ができる国はそのうちの一部に限られます。近年、資源ナショナリズムの高まりなどにより、エネルギー開発企業による新たな石

天然ガス

原油

729万

油・天然ガス権益の確保は、開発が難しいフロンティア地域に偏りつつありま

171億
cf／日

バレル／日

すが、そのなかには大規模な埋蔵量が期待される有望地域もあります。
生産量の出典：「BP Statistical Review of World Energy 2014」

世界のエネルギー需要
石油と天然ガスが世界の一次エネ
ルギー 消 費 量の半 分 以 上を占めています。限りある化石燃料に比べ、太陽光、水力、バイオマス、地熱などのエネルギーは、一度利用して世界の一次エネルギー消費量（2013年）

2.2%

石油

合計

127.3 億トン

32.9%

石炭

30.1%

バイオマス

天然ガス

原子力

その他再生可能エネルギー

4,000

天然ガス

3,000

原油換算

量が少ないため、大きく注目されて

原油

水力

5,000

4.4%

であり、さらに発 電 時のCO 2 排出

石炭

（百万トン
（石油換算））

原子力

も短期間に再生可能なエネルギーいます。

再生可能エネルギー

水力6.7%

世界の燃料源別一次エネルギー需要

年1.6％の伸び

2,000

天然ガス

23.7%
出典：
「BP Statistical Review of World Energy 2014」

1,000
0

2010

2020

2035

出典：
「IEA World Energy Outlook 2013, 新政策シナリオ」

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014027

中長期ビジョンと投資計画
当社は2012年5月に、中長期の成長目標とその達成に向

3つの成長目標

した「 INPEX中長期ビジョン」を策定しました。中長期ビを着実に推進するための今後 5 年間の重点的取り組

けた2017年3月期までの重点的取り組みなどを明らかに

持続的成長に必要な3つの成長目標を掲げ、げ その成長げ、ジョンでは、3つの成長目標と3つの基盤整備をそれぞれみを明確化しました。

定め、今後5年間の重点的取り組みを明示しています。

INPEX中長期ビジョン

イクシスそして次の10年の成長に向けて

詳細は、別冊子の「 INPEX中
長期ビジョン〜イクシスそして次の10年の成長に向けて〜」または、下記のウェブサイ
トをご覧ください。

国

際

的

競

専業企業のトップクラ
流
上
スへ
する
有
を

1

争力

上流事業の持続的拡大▶ www.inpex.co.jp/vision

2020年代前半にネット生産量日量100万バレル達成（原油換算）

3つの基盤整備らに総合エネルギー企業へと展開・進化するために、
経 営 基盤の整備、確 立に取り組みます。

1

人材の確保、育成と効率的な組織体制の整備
国内外の人材を積極的に確保・活用し、グローバル人材を育成
意思決定を機動的、円滑に行うため、的確かつ効率的な業務遂行体制を確立

国際石油開発帝石株式会社
アニュアルレポート2013
アニュアルレポート2014
028
028 国際石油開発帝石株式会社

2

成長のための投資と適切な株主還元

上流専業企業のトップクラスとしての地位を確立し、
さ

投資規模

5 年間
3.5 兆円イクシスが生産を開始する時期から、上流専業企業トップクラスを意識して適切な株主還元を図る

これまでの配当性向

（%）
20

15

14.7%

14.0%

14.3%

2013/3

2014/313.2%

10

うち探鉱投資は3,000 億円
程度

2013年3月期〜 2017年3月期

502011/3

2012/3

天然ガスをコアとする

ガスサプライチェーンの強 化

企

2

総合
エネ
ル
ギ
ー

へ
業

2020年代前半に国内ガス年間供給量

25億m3達成

市 場 動 向と経 営 方 針（長期的には30億m3）

3

3

再 生可能エネルギー への取り組み強化

次世代の成長を見据えた研究開発、事業化の取り組み強化

健全な財務基盤
自己資本比率、純有利子負債／純使用総資本比率

（%）
70

60
50

資金調達手段

自己資本比率69.1%（2014年3月末）

目標 50%以上

30
20
10
0
-10
-20
-30
-40

手元資金
手元活用可能資金：約1.5兆円（2014年3月末）

40

目標
20%
以下
純有利子負債／
純使用総資本比率
マイナス

31.9%

（2014年3月末）

キャッシュ・フロー
毎年の営業キャッシュ・フロー

外部借入■ 制度金融の利用■ 政府系金融機関による保証■ プロジェクトファイナンス

3

グローバル企業としての責任ある経営コンプライアンス、HSEの取り組みを持続的に強化
ステークホルダーとの継続的なコミュニケーションを通じて信頼関係と協働関係を構築

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014029

ビジネスモデル
デ における当社の経営内容
デル
1積極的な探鉱・開発投資により、2埋蔵量の増石油・天然ガス開発事業の本源的な経営課題は、

3安定的に石油・天然ガスを生産・供給すること、加を図り、および4販売により収益を計上し、その収益を再投資するというサイクルを続け、企業としての持続的成長を図ることです。

当社は、2013年3月期から2017年3月期までの5年間で総額3.5兆円を投資し、上流事業の持続的拡大、具体的には、2020年代前半のネット生産量日量100万バレルの達成に向け取り組んでいます。

2埋蔵量の増加
1積極的な探鉱・開発投資

当社の2014 年 3月末における埋蔵量（原油換算）は、確認
当社
埋蔵埋蔵量約 25 億バレル、推定埋蔵量約 19 億バレル、予想埋蔵量
蔵量約 6 億バレルです。埋蔵量が現在の生産量の何年分に当た当たるかを示す可採年数は、確認埋蔵量で17.1 年、推定埋成長目標の実現のため、埋蔵量の維持・拡大に向けた探鉱
成
投資や、保有する埋蔵量から原油・天然ガスを生産するための開発投資を積極的に進めています。
投資規模は、2013 年 3月期から2017 年 3月期（イクシス生産開始まで）の5 年間で総額 3.5 兆円を予定しています。
イクシス向けの投資が同3.5 兆円の半分以上を占めるなか、
イクシスの開発作業がほぼ順調に進捗していることもあり、投 資 計 画に沿って投 資が進んでいます。なお、2012 年 5月の投資計画策定時より為替前提を円安に変更したため、円ベースでの今後の投資額は大きくなっていますが、当社の投資はほぼ米ドルであるため、米ドルベースでの投資額

蔵量を合わせれば 30.2 年になります。期中生産量を期中埋蔵量増加分でどの程度回復できるかを示すリザーブ・リ
プレースメント・レシオ（ 3 年平均）は370％に達しています。
また、当社は豊富な条件付資源量を保有しており、加えて新規プロジェクトの立ち上げや既存油・ガス田からの回収率の向上などで、中長期的な確認・推定埋蔵量の拡大を見込んでいます。
埋蔵量■確認埋蔵量 ■推定埋蔵量■予想埋蔵量 ■条件付資源量（百万バレル（原油換算））

は当初の3.5 兆円計画から変更はありません。

5,082

投資実績、
および向こう3年間の投資計画■開発投資*

（億円）

■探鉱投資

■その他設備投資**

4,126

4,256

4,095

2,818

1,823

1,907

4,477

605

1,945

2014/3

2014/3

可採年数

11,250
2,432

9,629

2,188

2,532

34.3年
30.2年

17.1年

1,308

7,940
2011/3 2012/3 2013/3 2014/3

6,500

6,533
9,900

リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）
(%)
400

8,547

370%

6,820
5,767

5,760

282%

300

255%

200

540
226

2013/3

（実績）

710

1,050

910

372

300

210

550
190

2014/3

2015/3

2016/32017/3（実績）* 開発投資額にはイクシス下流事業を含む***主に直江津LNG基地、国内パイプライン関連施設などへの投資030

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

100

35%
0

25%

61%
2009/3

2010/3

2011/3

2012/3

2013/3

2014/3

4販売による収益の計上
3生産量の維持・拡大
収益に当収益源である原油・天然ガスの安定的な生産をベースに当社は堅調な収益を維持しており、社は2014 年 3月期は、円安の安の影響もあり売上高は過去最高となりました。
影響2014 年 3月期の当社ネット生産量は、原油が日量 24.5 万バレル、天然ガスが日量 876 百万立方フィート（原油換算
で日量 16.4 万バレル）、原 油と天 然ガスを合わせて日量
比微増の日量41.1 万バレルを見込んでいます。
中長期的な生産量の予測について、イクシスLNGプロ
ジェクトの生産開始までは、新規生産開始プロジェクトや既存プロジェクトからの生産貢献により生産量の維持・拡大を図ります。その後、イクシスの生産開始などにより、ネッ

原油価格（ブレント原油）が1バレル107ドル台、為替が1米ドル100円台で推移しました。原油価格・為替レートが変る感応度は下表の通りで、原油価格の上昇、および、円安が純利益に対してプラスの効果となります。
売上高（製品別）と当期純利益（億円）■原油売上高 ■天然ガス売上高 ■その他売上高

13,346

ト生産量は既存プロジェクトで日量70 万バレル程度に増加し、さらに、新規案件の生産量増加などにより、2020 年

289

4,554

日量 40.9万バレル（原油換算）

3,978
4,291

8,588

7,881

7,262

日本

1%

3,562

1%
原油

アジア・オセアニア

バレル／日

欧州・ユーラシア

5,580

19%

24.5 万

68%

306

314

9,431

ネット生産量（2014 年 3月期）

中東・アフリカ

11%

U.A.E.の油田が中心

カスピ海の油田

1,940

2011/3

2012/3

1,837

1,830

1,287

2013/3

2014/3

日本

米州

12%

14%

天然ガス

876 百万

アジア・
オセアニア

新潟県・
南長岡ガス田等

立方フィート／日73%

インドネシア・
マハカムガス田等

ネット生産量の中長期予測（万バレル／日（原油換算））■日本 ■アジア・オセアニア■ユーラシア ■中東・アフリカ ■米州

イクシスLNGプロジェクト生産開始などにより、既存案件で日量70万バレル程度へ

40.9

41.1

42.1

2014/3 2015/3 2016/3 2017/3

新規案件

2020年代前半のターゲット
日量100万バレル

47.2

既存
案件

（実績）

■当期純利益13,160204

12,165

11,867

代前半に日量100 万バレルの達成を目指しています。

米州

3

動した場合の2015 年 3月期の連結当期純利益予想に対す

市 場 動 向と経 営 方 針40.9 万バレル（原油換算）でした。2015 年 3月期は、前期

当社事業の収益は、原油価格と為替相場（米ドル）の変動に大きく影響を受けます。2014 年 3月期の期中平均は、

既存案件

2020年代前半

1,780

2015/3（予想、8月時点）

油価・為替変動の2015年3月期当期純利益に与える影響額※1
油価1ドル 上昇（下落）した場合※2+25億円（△25億円）

為替（円／米ドル）1円円安（円高）になった場合+8億円（△8億円）

営業損益分※3+21億円（△21億円）

外貨建資産・負債の評価差損益分※4△13 億円（+13億円）※1：原油価格（ブレント）の1年間を通じた期中平均価格が1ドル上昇（下落）した場
合、為替が1円円安（円高）になった場合の、2015年3月期の当期純利益に対する影響額を、
る影響額を 当年期初時点（ 2014年5月発表時点）における財務状況を基に試算したものであり、あくまでも参考値であること、また影響額は、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、加えて油価およ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。
※2：油価変動が当期純利益に与える影響であり、原油価格（ブレント）の1年間を通じた期中平均価格の影響を受けます。
※3：為替変動が当期純利益に与える影響であり、期中平均為替レートの影響を受けます。
※4：外貨建資産・負債の差額に対する為替の影響であり、前期末と当期末の為替レートの差の影響を受けます。2015年3月期は、外貨建借入金の増加等により外貨建負債が外貨建資産を上回っている状況であるため、円安が進行すると為替評価差損、円高が進行すると為替評価差益が発生します。尚、税効果会計の影響から、一定程度の円高が進行した場合、
センシティビティに変化が生じる見
生
見
込みです。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014031

グローバルな石油企業との比較
上流事業を行う石油会社は、石油・天然ガス資産を保有する産油国政府の国営石油会社、石油メジャーと呼ばれる大手国際石油会社、メジ
また規模で石油メジャーに次ぐ上流専業企業の3つに分類されます。
分類
当社は現在、石油メジャーに次ぐ上流専業企業の中堅に位置しています。

海外同業他社との埋蔵量の比較
当社のリザーブ・リプレースメント・レシオ、
可 採 年 数は、いずれも石 油メジャーや上流専業企業の平均値に比べ優れた数値を可採年数（確認埋蔵量）

リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）

370％

17.1 年示しており、成長ポテンシャルが高いとい

13.4 年

えます。

11.0 年

石油メジャー（平均）：BP、Chevron、ConocoPhillips、ENI、ExxonMobil、TOTAL、Shellの平均
上流専業企業（平均）：Anadarko、Apache、BG、Occidental、Santos、
Statoil、Talisman、Woodsideのうち開示している企業の平均

108％

112％

石油メジャー（平均）

上流専業企業（平均）

石油メジャー（平均）

当社

上流専業企業（平均）

主な上流専業企業との確認埋蔵量、ネット生産量、時価総額の比較
当社は、生産量・埋蔵量の比較では、石油メジャーに次ぐ上流専業企業の中位に位置しています。今後、生産量の増加や埋蔵量の格上げなどにより、2020 年代前半に上流専業企業のトップグループ入りを目指しています。
確認埋蔵量、
ネット生産量は2013年度の各社開示資料から。円の大きさは時価総額（2014年3月末現在）を表す。

2020年代前半に上流専業企業のトップグループへ

100

90

80

Occidental（米）Anadarko（米）70Apache（米）

60

50

BG（英）

40

日量 40.9 万バレル

ネット生産量︵日量・万バレル︵原油換算︶︶

中長期の投資により、2020年代前半までにネット生産量
日量100万バレル（原油換算）へ

Talisman（加）当社

30

開発移行などにより推定埋蔵量を確認埋蔵量に格上げへ

20

10

Santos（豪）05

Woodside（豪）1015

確認埋蔵量 25.3 億バレル

20

25

30

推定埋蔵量 19.5 億バレル

確認・推定埋蔵量（億バレル（原油換算））032

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

35

40

当社

4

Special Report

特集：イクシスLNGプロジェクトとガスサプライチェーン

特集：イクシスLNGプロジェクトとガスサプライチェーン

豪州の太古の海底から将来の日本へ

エネルギーを届ける

日本からほぼ真南へ直線で約 6,000km 離れた豪州沖合。

2016年末までの生産開始に向けて、大型LNGプロジェクト「イクシス」の開発作業が進んでいます。豪州沖に地下深く眠るガス田から、
日本の年間輸入量の約 1割にあたるLNGを供給します。
また、日本では建設を進めていた新潟県の直江津LNG 基地が完成し、今後、豪州から日本への天然ガス供給体制が確立していきます。

イクシスガス・コンデンセート田A U S T R A L I A

034

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

古代

現代

豪州・西豪州の海岸から200kmの当社は1980 年代半ばに豪州沖

沖合、地下4,000mと4,500mの深の資 源 開 発 へ 参 入し、以 来 10

さにそれぞれガスが蓄えられた地年あまりの時間をかけ、知見・経層があります。ガス層の面積は約験を蓄積し、検討を重ねていき

600km2、東京23区をほぼ覆う大ました。1997 年の公 開 入 札できさです。1億年〜2億年前の恐竜

は、大きなポテンシャルを確 信全盛時代につくられた地層で、非したイクシス鉱 区（ WA-285-P

常に長い時間をかけてつくられた鉱区）に応札し、翌年 1998 年 8

巨 大 なガス田が、豪 州の 海 底 に

月に当社がオペレーターとして眠っています。

同鉱区を取得しました。

•第一次掘削キャンペーン

（2000年〜2001年）•第二次掘削キャンペーン

（2003年〜2004年）•評価井の掘削（2007年〜2008年）

震探収録作業（1998年、2001年、2010年）

特集

4

イクシスの貯留層（イメージ）

地下深度 4,000m のブリュース
ター部層、深度4,500mのプロー
バー層のそれぞれにガスの貯留層があります。

（イメージ図）2000〜2004年

2007〜2008年

2009〜2011年

2000年から2001年にかけて、第 一 次 掘 削2007 年から2008 年に2 坑井を

2009年から2012年1月の最終投資決定（ FID）にかけて、

キャンペーンとして3坑の試掘を行い、いずれ掘削し、イクシスのガス・コンデ

次のような開発準備作業などを進めました。

の坑井においてもガス・コンデンセートの存在

ンセート田の可 採 埋 蔵 量を評• 2009年、基本設計（FEED）作業を開始。

を確認しました。これを受けて3次元地震探

価しました。また、LNGプラント• 2010 年 7月〜 9月、環境影響評価報告書（ EIS）のパブ査を実施しました。また、2003年から2004年の建設地をダーウィンに決定しリックレビューを実施。

にかけて、第二次掘削キャンペーンとして試探ました。

• 2011年5月、パイプラインのライセンスを取得。

掘井3坑を掘削することにより、地下に巨大な•同年、北部準州政府、連邦政府より環境承認をそれぞ

ガス・コンデンセート田が存在していることがれ取得。

わかりました。

• LNGバイヤー 8社等とLNG売買契約を締結し、LNG年
間生産量 840 万トン全量の売買契約締結完了。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014035

イクシスLNGプロジェクトの開発コンセプト
沖合生産施設生産井からの生産物は海底生産システム（ SPS：Subsea Production System）にて集約され、その後、フローライン、
フレキシブル・ライザーを経て、沖合生産・処理施設（ CPF：Central Processing
Facility）に送られます。CPFにてガスとコンデンセートに分離処理され、コンデンセートは沖合

生産・貯油出荷施設（FPSO：Floating Production Storage & Offloading）に貯蔵、出荷用タンカーに出荷します。一方、ガスはガス輸送パイプラインを経て陸上ガス液化プラントに輸送されます。

出荷用タンカー
沖合生産・貯油出荷施設（FPSO）

コンデンセート

CPFからコンデンセートを受け入れ、貯蔵（貯蔵能力約 100 万バレル）
・出荷（日量8.5万バレル（ピーク時））を行います。一部の天然ガスは昇圧しCPFへ戻します。

天然ガス（昇圧してCPFへ戻す）

生産井

ガス層へ合計 50 坑の井戸を掘削します。

生産物

海底生産システム（SPS）
生産マニフォールド

海底に設置し、複数の生産井を接続する装置です。

2012年

2013年

2012 年 1月に最終投資決定（ FID）を行い、開発作業を1月に沖合生産・処理施設（ CPF）の起工式を行いました。2月には建設工事期開始しました。3月には生産ライセンスを取得し、その後、 間における関連建造施設への損害保険手配を完了。6月にはLNG輸送にかかる

5月に陸上ガス液化プ

LNG船の新規造船・保有および定ラント（ダーウィン）の期傭船契約を締結しました。また

起 工 式を行いました。

沖合生産・貯油出荷施設（ FPSO）

12月には総 額 200 億の起工式や、沖合施設、陸上ガス

米ドルのプロジェクト

液化プラントのモジュールの建造、

ファイナンス 契 約 の陸上施設における桟橋、タンク等調印を行いました。

の建造を開始しました。
最終投資決定（FID）のセレモニー（2012年1月）

036

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

FPSOの起工式（2013年6月）

陸上施設
ガス液化プロセスや貯蔵施設、製品出荷施設で構成されます。ダーウィン市内から湾をはさんだ
ブライディン・ポイントに建設中です。

沖合生産・処理施設（CPF）

生産井、フローラインおよびフレキ
シブル・ライザー経由で送られた生産物をガスとコンデンセートに分離処理します。

海底からCPF へ生産物を輸送するためのパイプです。

4特集

フレキシブル・ライザー

陸上ガス液化プラント

パイプラインを通じて運ばれた天然ガス
からコンデンセートとLPGを抽出し、残る天然ガスを2 系列の液化施設でマイナス
162℃に冷却し液化します。天然ガスを冷却・液化（ LNG 化）することで体積が600分の1となり、
輸送効率が向上します。
陸上ガス液化プラントでは、LNG 年間
840万トン、LPG年間160万トン、コンデン
セート日量約1.5万バレル（ピーク時）を出荷します。

ガス・輸送パイプライン（ GEP ）
CPFからダーウィンの陸上ガス液化プラントに至る直径

42インチのガスパイプライン。敷設ルートの水深は最大約250m、
パイプラインの全長は約889kmです。

生産物

天然ガス

天然ガス

フローライン

生産物

イクシス

WA-50-L / WA-51-L / WA-285-P

ダーウィン市

北部準州

チモール海

プロジェクトの概要
LPG 年間 160 万トン

イクシスガス・コン
ンデンセート田の位置• 西豪州北西大陸
陸棚沖合ブラウズ堆積盆• 西豪州の沖
沖合約200km

コンデンセート 日量約 10 万バレル（ピーク時）

鉱区面積

LNG 年間 840 万トン
生産量

約889km

開発投資額

340 億米ドル

権益比率

当社 66.070％（オペレーター）* TOTAL 30％ 東京ガス 1.575％
大阪ガス 1.200％ 中部電力 0.735％ 東邦ガス 0.420％

スケジュール2012年1月に最終投資決定（FID）
2016年末までに生産開始予定*内2.625％については、CPCに譲渡手続き中

ダー
ーウィン市街• WA-550-L/551-L鉱区：1,079km2• WA-2285-P鉱区：995km2
水深
深
• 鉱区
区の水深：170〜340m• 沖合生産施設付近の水深：250m程度
100km

200km

（当社ダーウウィン事務所）

ウィッカム・ポイント（Darwin LNG）
ダーウィン湾

ブライディン・ポイン
ント（陸上施施設の建設地）ミドルアーム半島

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

037

2

3

1 4

5

6 7

2014年の作業状況（※2014年7月末時点）
2014年は重要な作業を順次進めることでプロジェクトが一層目に見える形となっていきます。

2月には沖合生産・貯油出荷施設（ FPSO）船体の本格的な組み立て作業を開始、その後、4月には沖合生産・処
理施設（ CPF）の船体の本格的な組み立てを開始しました。6月には、2012年1月の最終投資決定（ FID）から約2
年6ヵ月弱で作業進捗率50％を達成しました。その後、6月末にガス輸送パイプラインの敷設作業を開始。7月には陸上ガス液化プラント用モジュールの搬入を開始、
また、

FPSO船体を進水するなど、開発作業が進捗しています。
038

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

陸上施設

建設作業員宿舎の全室完成
ダーウィン湾内の浚渫作業完了
陸上ガス液化プラント用モジュールの搬入開始

その他

作業進捗率50%達成（6月）

8

9 10

特集

4

11

12

13

沖合生産施設FPSO船体の本格的な組み立て作業開始
CPF船体の本格的な組み立て作業開始
生産井の掘削を今後開始

ガス輸送パイプライン

パイプライン鋼管のコーティング終了
ガス輸送パイプラインの敷設作業を開始

14

1：ダーウィンで建設工事が進む陸上ガス液化プラントの上空からの写真。
2：最新鋭のパイプライン敷設船「カストローネ」。海底に直径42インチのガス輸送パイプ
ラインを敷設する。

3：生産井の掘削リグ「ENSCO 5006」。生産井は2014年中に掘削を開始する予定。
4：陸上ガス液化プラントで建設中のLNGタンク。
5：FPSO船体の組み立て工事の様子。
6：ダーウィン近海で敷設中のガス輸送パイプライン。
7：FPSO船体の進水の様子。
8：陸上ガス液化プラントにて組み立て工事中のプラント用モジュール。
9：陸上ガス液化プラントにて完成したプラント用モジュール揚陸施設。
10：陸上ガス液化プラントにて建設中の製品出荷桟橋。
11：陸上ガス液化プラントの工事用に、最大で3,500名の建設作業員を収容できる作業員宿舎。

12：英国で建造中の海底生産システム。
13：建造工事が進むCPF。イクシスのCPFは大きさが約150m 約110m、総排水量は14万トンで世界最大規模。
14：CPFの「ハル」と呼ばれる船体部分。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

039

2016年末までの生産開始に向けて本格化する調達・建造・開発作業豊富なコンデンセート・LPG

ランプ・サム契約比率約75％に加え、最大日量約10万バレルのコンデンセー

ンプ・サム契約（契約額が固定された契約）であ

プロジェクトの生産量は、
LNG年間840万トン

EPCコントラクターとの契約金額の約75％がラトおよび年間160万トンのLPGがあります。
す
す。

り、
コスト超過リスクを低減させています。

石油メジャーとの協力

LNGプロジェクトの経験が豊富な石油

メジャー・TOTAL社とともに開発作業を

イクシスプロジェクトの特徴・強みみ

進めています。

開発前の入念な準備

基本設計（FEED）作業を1年間延長し、十分分

なエンジニアリング作業を行い、
コスト見積
積

もりの精度を高めています。

LNG全量販売済み

最終投資決定（ FID）前に、全LNG生産量の売買契約をLNGバイヤーと締結しています。

信頼性の高いEPCコントラクターと契約

LNGプロジェクトに実績があり信頼性の高い

確実な資金調達2012年12月に総額200億米ドルのプロジェクトファイナンスに調印し、資金調達の目途を付けました。

EPCコントラクターを確保しています。
建設が進む陸上ガス液化プラント

陸上ガス液化プラントの完成図（イメージ）2015年〜 2016年末
沖合、陸上それぞれで施設の建造・敷設作

沖合施設の建造・敷設（CPF・FPSOの建造、ガス輸送パイプラインの敷設等）

沖合施設のつなぎ込み等

生産井の掘削040

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

生産開始

を輸送・販売します。

モジュール等を設置しプラント本体を建設

試運転

運転を経て生産を開始します。生産開始後、

LNG、LPG、コンデンセートといった生産物

陸上施設の建造・基盤整備（プラントモジュール建造、
プラントサイトでの基盤整備・施設の建設等）

生 産物の輸送・販売

業を進めます。その後、陸上施設のモジュールを設置、沖合施設のつなぎ込みを行い、試生産開始までの主な作業の流れイクシスで生産されるLNG（当社引き取り分）を
豪州から日本の直江津LNG基地へ運ぶ
直江津
LNG基地

直江津LNG基地向けのLNG船として、現在、タンク容量約155,300立方メートルの「さやえんどう」型大型船を造船作業中。
LNG生産量の7割相当が日本向け
A

J

B
I

建設工事の損害保険手配済み（840万トン／年）
H
G F

日本向け

C

（全体の7割相当）

4

D

特集

輸送距離：約7,000km
輸送日数：片道約10日

LNGの販売先E（参考：米メキシコ湾からは 約30日間）

2013年2月に陸上・沖合各施設の建設工事に関する損害保険の手配を完了させました。

リスクへの対応・着実なプロジェクトの遂行

A 東京電力 105万トン

F 九州電力 30万トン

B 東京ガス 105万トン

G 東邦ガス 28万トン

C 関西電力 80万トン

H 当社 90万トン

D 大阪ガス 80万トン（仏）90万トン
I TOTAL

E 中部電力 49万トン

J CPC（台湾）175万トン

周辺の探鉱ポテンシャル
イクシス周辺の11の探鉱鉱区は、イクシスLNG

プロジェクトの将来価値の拡大につながります。

ダーウィン基地
豪州から日本（直江津LNG基地）への航路（イメージ）

Ichthys

Q&A

取締役常務執行役員 イクシス事業本部長

伊藤 成也

Q

現在、何名体制で開発作業を進めていますか？

Q

世界中に広がる各拠点の作業をどのように管理していますか？

A

EPCコントラクター を 除くイクシス
LNGプロジェクト全 体で約 1,800 名、
うち石油メジャー・TOTAL 社から約40 名 が 出 向しています（ 2014 年 6月末

A

イクシスLNGプロジェクトでは、各拠点に担当者を時点）。今後、プロジェクト全体で最大2,000 名 程 度の規 模まで増 加する見通しです。

配置し、詳細な作業管理を実施するとともに、パース事務所においては各拠点からの定期的な作業報告をベースにプロジェクト全体の作業を把握・管理しています。これに加え、技術部門（ Technical

Directorate）、
および、
プロジェクト管理部門（ Project

Coordination）が組織横断的に全体の作業をコントロールしています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014041

直江津LNG基地と国内天然ガス
パイプラインネットワーク

直江津 LNG 基地の設備概要
アンローディングアーム（桟橋）

LNG船からLNGを基地に受け入れる荷役設備。

LNGタンク2基

LNGを貯蔵する直径約80m、高さ約50mの巨大タンク。

直江津LNG基地の全景

直江津LNG基地へ
イクシスLNGプロジェクトから生 産される当社引き取り分のLNGは、当社の直 江 津 LNG 基 地で受け入 れます。直 江 津 LNG 基 地は2009 年 7月に建 設 工 事に着 手し、2013 年 12月に操業を開始しました。現在、操業開始以来半年あまりが経過していますが、大きなトラブルもなく安全に操業を行っています。イクシスLNGプロジェ
クトからのLNGを受け入れるまでは、中部電力（株）から

LNGタンカー計 17 隻分、合計約 100 万トンのLNGを購入し、国内へ天然ガスを供給します。

042

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

RGB（リターンガスブロア）

ORV（オープンラック式気化器）

BOG圧縮機

圧力バランスを調整するために、LNGタンカー
へ気化ガス（BOG：ボイルオフガス）を戻す設備。

液体であるLNGを温め、天然ガスに戻す設備。
加温媒体には海水を使用します。

LNGタンク内で発生する気化ガス（ BOG）を加圧して原料の一部にする設備。

海外のLNG（イクシス等）

直江津LNG基地

国産天然ガス

南長岡ガス田他

国産天然ガス・

LNG（気化ガス）

天然ガスパイプライン

特集

4

LPGタンク

天然ガスの熱量を調整するために使用されるLPGを貯蔵するタンク。

所在地

新潟県上越市八千浦12

敷地面積

約25ha

ガス製造能力750万m³/日（LNG 240トン/時）

LNGタンク

18万kl 2基
（将来1基増設可能）

LNG受入能力 年間約150万トン

ガスサプライチェーン（イメージ図）ガスサプライチェーンの構築
当社は1960 年代から天然ガス輸送のため

3天然ガス輸送パイプラインのパイプライン網の整備に取り組み、現在を有機的に結びつける「ガスサプライチェー

は関東甲信越地域 1 都 7 県を結ぶ総延長約1,400kmの天然ガス輸送パイプラインを保有しています。
今後も堅調な伸びが予想される国内の天中央操作室
基地内すべての機器の運転監視・操作を行います。

ン」の構築を進めています。

天然ガスを上流から下流（開発・生産・液化・輸送・気化・供給）まで、海外自社ガス田を含めて一貫して手がける企業は当社が国

然ガス需要に対応するため、内初となります。ガスサプライチェーンの構

1直江津LNG基地等から受け入れる天然ガス

築を足場として、天然ガス事業のさらなる拡2主に新潟県の天然ガス

大化、広域化に取り組んでいきます。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014043

イクシスLNGプロジェクトなどの着実な立ち上げ石油メジャーに次ぐ上流専業企業のトップクラスへ

直江津LNG 基地や国内天然ガスパイプライン網を通じじた

天然ガスのサプライチェーン構築

将来の成長に向けて
イクシスLNGプロジェクトの生産開始、および、日本国内へ
天然ガスを供給するガスサプライチェーンの構築。これらの実現により、当社の中長期ビジョンにおける2020年代前半のターゲット「ネット生産量日量100万バレル」、「国内ガス年間供給量25億m3」の達成に弾みがつきます。
大規模プロジェクトの立ち上げなどにより、当社は国際競ネット生産量、国内ガス供給量の推移と長期見通し
国内ガス年間供給量（単位：億m3）

16.3

16.5

17.2

17.6

ネット生産量 日量100万バレル達成へ

17.5

18.0
国内ガス年間供給量

25億m3へ

ネット生産量（単位：万バレル（原油換算）／日）

争力を有する上流専業企業のトップクラス入りを果たし、さらに、国内のガスインフラを活かした天然ガスサプライチェー

40.5

40.5

42.3

42.6 40.8

40.9

41.1

42.1

47.2

2009/3 2010 /3 2011/3

2012/3 2013/3

2014/3 2015/3 2016/3

2017/3

今後の新規
プロジェクト既存
プロジェクト
日量70万バレル程度

ンの構築を進め、安定したエネルギー供給を行う総合エネル
ギー企業に展開・進化していきます。

044

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2020年代前半

5

Project Overview
地域セグメント・プロジェクト概況

地域セグメント一覧

アジア・オセアニア

ユーラシア▶ P.48▶ P.54

当社の中核的地域。地域別で最多のプ

大 型 油 田のACG 、カシャガンを保 有。

クシス、アバディといった大型 LNGプロ

している。

ロジェクト数、最大の埋蔵量を保有。イ

1,551

ジェクトを推進。

5

生産プロジェクト

1,245

1,296

7

展開国数

近年、複数の探鉱プロジェクトも取得

その他プロジェクト

1

13

探鉱プロジェクト

21

プロジェクト数
開発プロジェクト

42

7

3

3

5

191

190

188

2014

210

2013

207

2012

■ ネット生産量

211

2011

167

2010

201

2009

214

（百万バレル（原油換算））

195■ 確認埋蔵量

185

埋蔵量／生産量

179

367

466

530

既発見／開発準備中プロジェクト

3046

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

28

25

25

26

84,32547,07685,541
41,752

96,34142,601

2013

2014

68,31936,461

2012

27

2014

73,57439,769

2013

25

2012

2010

2009

2010

2011

485,069

485,275

2012

2011

2009

73,68834,465
2011

299,599

483,187

406,828

2010

264,8492009

281,623■ 営業利益（単位：百万円）

235,814

191,070■ 売上高（単位：百万円）

352,383

売上高／営業利益285,408435,824（千バレル／日（原油換算）
）

2013

2014

中東・アフリカ

米州

日本▶ P.56▶ P.58▶ P.62

U.A.E.のADMA鉱区からの貢献がカナダ・シェールガスプロジェクトのポ

新潟の南長岡ガス田、パイプラインネッ

大きい。原油プロジェクトが中心。

テンシャルに注目。2014年後半に米メ

トワーク、直江津 LNG 基地等により天産開始予定。

どの非在来型エネルギーにも注力。

キシコ湾のルシウスプロジェクトが生

4

10

2

6

857

1
1

南長岡ガス田

18

直江津 LNG 基地
天然ガスパイプライン
ネットワーク（約 1,400km ）
など

11

1

505

518

583

636

682

1

7

7

2

然ガスの生産販売を実施。地熱開発な

174

25

28

29

27

93,95932,555

130

138

30

2014

93,42333,883

117

32

2013

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2011

126

137

65
20

68

2012

11,435△7,646

2011

17

36

2010

5,945
△6,089

30

18

2010

21

40

2009

2009

2013

5,525
△5,518

2013

2014

2012

△3,035357,3432012

21

621,513421,184

354,136

120,268

118,937

113,662

104,525

22,771

12,673

1,028

28,5682014

24,607

2011

25,9592010

2010

243,113205,572

303,819

350,735

463,151
318,691
2009

2009

16,692

2014

17
38

168

2013

10,079△1,340158

2012

520,835

135
2011

155

132
2010

500,033

146
2009

セグメント概 況

5

2011

2012

2013

2014

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014047

地域別プロジェクトの状況

アジア・オセアニア

大型プロジェクトとして、利益貢献が大きいインドネシアのマハカム沖鉱区、開発作業および開発準備作業を進めている大型LNGプロジェクトのイクシス、
アバディが挙げられます。また、
アジ

ア・オセアニア地域では20 以上の探鉱プロジェクトを推進しており、将来のポテンシャルも期待
できます。

048

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

1 マハカム沖鉱区およびアタカユニット
当社は1966 年 10月にインドネシア政 府

ヌビガス田およびサウスマハカムガス田なと生 産 分 与 契 約 を 締 結し、マハカム 沖

どが順次発見され、以降、各油・ガス田で産障害が発生したため生産量が大きく落鉱 区の100% 権 益を取 得しました。アタ

原油・天然ガスの生産を続けています。生

ち込みました。その後、出砂対策の進展や2012年には自然減退に加え、生産井の生カユニットは、1970 年 4月に当 社 および産された原油とコンデンセートは、積み出開発井掘削の加速により生産減退を抑制

Unocal 社（現 Chevron 社）が50%ずつのし基地であるサンタンターミナル、および

し、2013年以降生産量は安定しています。

権益比率で双方の隣接鉱区の一部を統合

スニパターミナルから日本の石油精製会

また、
マハカム沖鉱区では、2017年末にして設定され、1972 年から原油・天然ガス

社、電力会社などへ出荷しています。天然

鉱区期限を迎えますが、2018年以降のさの生産を続けています。マハカム沖鉱区でガスは主にボンタンLNGプラントへ供給らなる契約期間の延長を目指し、オペレー

は、1970 年 7月に当社 権 益の50%をCFP

し、LNGとして日本をはじめとする需要家

ターのTOTAL社とともにインドネシア当局社（現 TOTAL 社）に譲渡しました。その後、 向けに出荷しています。

と協議を進めています。

ブカパイ油田、ハンディル油田、
タンボラ油

マハカム沖鉱区は生産開始からすでに

ガス田、トゥヌガス田、ペチコガス田、
シシ・

40年以上経過し、生産減退期に入っており、契約地域（鉱区）
マハカム沖
アタカユニット

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）
生産中

原油：日量72千bbl
天然ガス：日量1,391百万cf
LPG : 日量12千bbl

権益比率（ * オペレーター）

国際石油開発帝石（株）（1966年2月21日）

ボンタンLNGプラント

同社 50%*TOTAL 50%

同社 50%*Chevron 50%

アタカユニット

サンタンターミナル

アタカ油田

バダックガス田トゥヌガス田ニラム油ガス田
タンボラ油ガス田

シシガス田

ハンディル油田

ヌビガス田

スニパターミナル

ブカパイ油田バリクパパン

5

セグメント概 況

ペチコガス田マハカム沖鉱区
サウスマハカムガス田群
ガス田

油田

油ガス田
1

2
1、2：出荷ターミナル

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014049

2 南ナトゥナ海B鉱区
当 社 は、1977 年 7月にインドネシア南 ナ

同 鉱 区のベラナック油ガス田では、世トゥナ海 B 鉱区の権益 17.5%を取得し、そ界 有 数 規 模 のFPSOにより2004 年 12月の後 1994 年 1月の権益追加取得により現から原油・コンデンセート、2007年4月か在の参加権益比率は35%となっています。 らLPGの生産を行っています。また、同鉱
原油生産は1979 年から開始し、天然ガス

区では、2006年以降ヒウガス田、クリシ油については、インドネシア初の海外向けパガス田、
ノースブルットガス田、バワルガス

イプラインにより、2001 年からシンガポー

田から生産を開始しています。最近では

ル向けに供給しています。2002 年には新2014年4月に同鉱区のサウスブルットガス

たにマレーシア向けのガス販売を開始し、 田で生産が開始されました。
これを受け生産分与契約が2028 年まで延長されました。

ナトゥナ海
ノースブルット
ベリダ

バワル

スンビラン

クリシ

サウスブルット ナトゥナ島
ヒウ
ベラナック

ガス田

契約地域（鉱区） 作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）
生産中

南ナトゥナ海B

原油：日量31千bbl
天然ガス：日量333百万cf
LPG : 日量12千bbl

南ナトゥナ海B鉱区

油田

油ガス田

権益比率（ * オペレーター）
同社 35%

ナトゥナ石油（株）*ConocoPhillips 40%（1978年9月1日）

Chevron 25%

FPSO船

3 セブク鉱区ルビーガス田
当 社 は、2010 年 9月にインドネシア 南マ
カッサル海域セブク鉱区権益の15%を取得しました。その後、同鉱区のルビーガス
田の開発作業を進め、2013 年 10月に同ガス田からの天然ガスの生産を開始しました。生産した天然ガスは、洋上生産施設かボンタンＬＮＧプラント
サンタンターミナル

肥料工場
アタカ油田
トゥヌガス田スニパ・ターミナル
バリクパパンペチコガス田サウス
マハカムガス田群

カリマンタン島

マカッサル海ら海底パイプラインによりマハカム沖鉱区
からの生産物が集積されている既存陸上

セブク鉱区施設へ輸送し、さらに陸上パイプラインを経由して主に東カリマンタン地域の肥料工場向けに供給しています。

ガス田

油田

スラウェシ島

ルビーガス田契約地域（鉱区）作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）権益比率（ * オペレーター）
セブク

050

生産中

天然ガス：日量35百万cf

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

インペックス
南マカッサル石油（株）

同社 15％*PEARL OIL (Sebuku) Ltd. 70%
TOTAL 15%

ルビーガス田の洋上生産施設

4アバディLNGプロジェクト
当社はインドネシア政府の公開入札によから2014年1月にかけて海底生産施設のり、1998 年 11月にマセラ鉱 区の100% 権

基本設計（ FEED）作業を実施しました。ま

益を取得しました。その後、オペレーター

た2013年1月からFLNGのFEED作業を実として探鉱作業を推進し、2000 年に掘削施しています。FEED作業の終了後は、最終した試掘第 1 号井によりアバディガス田を投資決定に向けて、
コントラクターの選定

発 見しました。アバディガス田の発 見をやLNGのマーケティングなどに注力してい受け、その後、2002 年に2 坑、2007 年からきます。

2008 年にかけて4 坑、合 計 6 坑の評 価 井

また、ガス田埋蔵量に応じたフィールド

掘削作業を実施し、いずれもガス・コンデの全 体 開 発の検 討も継 続 的に実 施してンセート層の広がりを確認しました。

おり、開発可能埋蔵量の増加を図るため、2010年12月に、年間250万トンをフロー

タニンバル諸島

アバディガス田インドネシア
アラフラ海
豪州

チモール海

ダーウィン

ガス田

2013 年 6月から2014 年 6月にかけて、追ティングLNG（ FLNG ）方式で開発する第加評価井 3 坑、試掘井 1 坑の連続掘削作業

一次開発計画（ POD-1 ）がインドネシアを実施しました。

政 府より承 認され、その後、2012 年 11月
契約地域（鉱区）

作業状況

事業会社（設立）

権益比率（ * オペレーター）

マセラ

開発準備中

インペックスマセラアラフラ海石油（株）（1998年12月2日）*同社 65% Shell 35%

セグメント概 況

5

1

3

2

4
1、3：アバディの掘削船 2：生産テストの様子 4：フローティングLNGとLNG船（イメージ）

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014051

5プレリュードFLNGプロジェクト（WA-44-L鉱区）
当社は、2012年6月にShell社が豪州北西

コンチェルトガス田より、LNG年間360万に世界初となるFLNG方式による最終投部 沖で開 発 中のプレリュードFLNGプロトン、LPG年間約40万トン（ピーク時）、
コン

資決定を行いました。2007年はじめのプ

ジェクトの権益17.5％を取得しました。プ

デンセート日量約3.6万bbl（ピーク時）をレリュードガス田発見からおよそ10年でのレリュードFLNGプロジェクトは、西豪州ブ

FLNG方式により生産・液化・出荷するプロ生産開始を目標とし、現在開発作業を進めルーム市の北北東約475kmの沖合にあるジェクトです。

ています。

WA-44-L鉱区のプレリュードガス田およびプレリュードFLNGプロジェクトへの参オペレーターのShell 社は、2011 年 5月

加により、当社は、プロジェクトパートナー
としてFLNGに関する経験・知見も活用できるほか、当社が進めるインドネシア・アバ
ディLNGプロジェクトにおけるそれらの活用を期待できます。
チモール海

コンチェルトガス田

プレリュードガス田

WA-44-L

イクシスガス・コンデンセート田

豪州

ガス田

FLNG船

契約地域（鉱区）

作業状況

事業会社（設立）

権益比率（ * オペレーター）

WA-44-L

開発中

INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd（2012年2月28日）

同社 17.5%*Shell 67.5% KOGAS 10.0% CPC 5.0%

6 ベラウ鉱区 タングーLNGプロジェクト
当社と三菱商事（株）が共同出資で設立

政府に承認され、その後、開発作業を行い、したMI Berau B.V. 社 は、2001 年 10月に2009年7月よりLNGの出荷を行っています。

ベラウ鉱区の権益を取得しました。そのパプア州（インドネシア）

後、2007年10月に三菱商事（株）と共同出資で設立したMIベラウジャパン（株）を通じたケージーベラウ石油開発（株）の株式取得により、タングー LNGプロジェクトにカイマナ

保有する当社分の実質的な権益比率を約7.79%に増加させています。
タングー LNGプロジェクトは、2005年3月にプロジェクトの開発計画および生産分
与契約の延長（〜2035年）がインドネシア
契約地域（鉱区）

ベラウ鉱区
ガス田
出荷施設

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）

同社 22.856% *BP 48.0％ 日石ベラウ 17.144% KGベラウ 12.0%

ベラウ

タングーユニット052

権益比率（ * オペレーター）

生産中

原油：日量6千bbl
天然ガス：日量986百万cf

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

MI Berau B.V.
（2001年8月14日）

同社 16.3% *BP 37.16% CNOOC 13.9% 日石ベラウ 12.23%
KGベラウ・KGウィリアガール 10.0% LNG Japan 7.35%

Talisman 3.06%

7 ヴァンゴッホ油田、
ラベンスワース油田ほか
当社が1999年7月に取得した西豪州沖合

インド洋

WA-155-P（ PartⅠ）鉱区では、その後の探WA-35-L & WA-55-L

ユニタイゼーション（コニストンユニット）

鉱作業でヴァンゴッホ油田およびラベンス
ワース油田が発見され、それぞれWA-35-L、

ヴァンゴッホ油田

WA-35-L

WA-43-L鉱区として生産ライセンスを取得

WA-155-P（Part II）

しました。その後、2010年2月、8月からそWA-155-P（Part I）

れぞれの油田で原油の生産を開始していま

ラベンスワース油田

す。WA-35-L鉱区、およびWA-55-L鉱区に

WA-43-L

またがるコニストンユニットでは、2011年

豪州
油田に原油生産を開始する予定です。

契約地域（鉱区）

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース）

WA-35-L（ヴァンゴッホ限定エリア）

生産中（原油：日量9千bbl）

同社 47.499%

WA-43-L（ラベンスワース油田）

生産中（原油：日量10千bbl）

同社 28.5%

WA-35-L & WA-55-L ユニタイゼーション（コニストンユニット）

開発中

WA-35-L（ヴァンゴッホ限定エリアを除く）
WA-155-P（PartⅡ）

オンスロー

エクスマウス12月から開発作業を行い、2015年上半期
ヴァンゴッホFPSO

バロー島

事業会社（設立）

アルファ石油（株）（1989年2月17日）

探鉱中

WA-155-P（PartⅠ）

権益比率（ * オペレーター）*Apache 52.501%*BHPBP 39.999% Apache 31.501%

同社 47.499%*Apache 52.501%

同社 47.499%*Apache 52.501%

同社 18.670%*Apache 40.665%
OMV 27.110% JX 7.000% Tap 6.555%

同社 28.5%

Apache 71.5%

8 バユ・ウンダンプロジェクト（JPDA03-12鉱区）、
キタン油田（JPDA06-105鉱区）
当社は1993 年 4月に豪州と東チモールの1992 年 1月に取得したJPDA06-105 鉱域の管理当局から最終開発計画の承認を取得しました。その後の開発作業を経て、

区では、2008 年 3月から開始したキタン1

号井／ 2 号井の掘削作業で原油を確認し、 2011 年 10月からキタン油田の生 産を開益を取得しました。その後の探鉱作業を2010 年4月にチモール海共同石油開発地

通じて複数の原油・ガスを発見し、そのう
ち、
ウンダン構造では、隣接するJPDA03-

13 鉱区のバユ構造と一体であることが判明したため、両鉱区の権益保有者が1999
年にユニタイゼーションを行い、バユ・ウン
ダンガスコンデンセート田として共同開発を開始しました。その後、同プロジェク

契約地域
（鉱区）

ています。

東チモール

アバディガス田始しています。

作業状況（生産量、2014年3月期平均、 事業会社（設立）
全鉱区ベース）

権益比率（ * オペレーター）
同社 19.2458049%

JPDA03-12
生産中
原油：日量36千bbl
天然ガス：日量572百万cf
バユ・ウンダン
LPG：日量21千bbl
ユニット

トでは2004 年よりコンデンセートおよびLPG、2006年2月よりLNGを生産・出荷し

JPDA06-105（キタン油田）5セグメント概 況共同管理下にあるチモール海共同石油開発地域（ JPDA ）のJPDA03-12 鉱区の権

生産中
（原油：日量12千bbl）*ConocoPhillips 61.3114766%
Santos 19.4427185%

サウル石油（株）（1993年3月30日）

同社 11.378120%*ConocoPhillips 56.943372%
Eni 10.985973% Santos 11.494535%
Tokyo Timor Sea Resources（東京電力／東京ガス）9.198000%

インペックスチモールシー（株）
同社 35%（1991年11月25日）*Eni 40% Talisman 25%

インドネシアJPDA06-105鉱区（キタン油田）
チモール海共同石油開発地域

ダーウィンガスパイプライン
バユ・ウンダンガス・コンデンセート田

ダーウィン
豪州

ガス田

油田
ダーウィンLNG

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014053

ユーラシアユーラシア地域には、大規模な原油プロジェクトであるアゼルバイジャンのACGプロジェクト、カザ

フスタンのカシャガンプロジェクトがあります。また、積極的な探鉱活動を進めており、英国シェット

ランド、
グリーンランド、
ロシア極東地域などで探鉱プロジェクトを取得し、作業を進めています。

1 北カスピ海沖合鉱区（カシャガン油田ほか）
当社は、1998 年 9月にカザフスタン北カス

停止しています。

確認されており、カシャガン油田の開発とまた、カシャガン油田のほかに、周辺の並行してこれら既発見構造の評価作業を

アクトテ、
カイラン、南西カシャ
カスピ 海 沖 合 鉱 区は、東 部 約 4,300km² 、 カラムカス、進め、同鉱区からのさらなる生産拡大を検ピ海沖合鉱区の権益を取得しました。北
西部約1,275km²（合計約5,575km² ）の2

ガンの4 構造において炭化水素の存在が討しています。

つの鉱区より構成され、うち東部の鉱区にあるカシャガン油田は、カザフスタン共和国アティラウ市から南東約75kmのカスピ
海域上、水深3〜5mの位置にあります。
同鉱区では、1999 年 9月より試掘第 1 号
井を掘削し、その後 2000 年にカシャガン
油田を確認、2002 年に商業発見宣言を行いました。カシャガン油田では、その後の
開 発 作 業を経て、2013 年 9月より原 油の生産を開始しましたが、その後、パイプライ
ンからのガスリークにより現在生産を一時契約地域（鉱区）
北カスピ海沖合

054

陸上施設

作業状況

事業会社（設立）

権益比率

生産一時停止中インペックス北カスピ海石油（株）（1998年8月6日）

同社 7.56%

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

Eni 16.81% ExxonMobil 16.81% KMG 16.87%
Shell 16.81% TOTAL 16.81% CNPC 8.33%

2 ACG油田
当 社 は、2003 年 4月にアゼ ルバイジャン

田深海部より原油生産を行っています。ま南カスピ海沖合のACG（ Azeri・Chirag・

Gunashli アゼリ・チラグ・グナシリ）油田の権益を取得しました。現在、チラグ油田、た、2010年より作業を進めていた追加開発（チラグオイルプロジェクト）にて、2014年

アゼリ油田中央部・西部・東部、
グナシリ油

1月より原油の生産を開始しました。

契約地域
（鉱区）

作業状況
（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース）

事業会社（設立）

ACG

生産中（原油：日量651千bbl）

インペックス
南西カスピ海石油（株）（1999年1月29日）

権益比率（ * オペレーター）
同社 10.96% *BP 35.78% Chevron 11.27%

SOCAR 11.65% Statoil 8.56%
ExxonMobil 8.00% TPAO 6.75%
伊藤忠商事 4.30% ONGC 2.72%

海上生産施設3 BTCパイプラインプロジェクト
BTCパイプラインは、カスピ海沿岸のアゼ

2006年6月より本格稼働しています。輸送

ルバイジャンのバクー（ Baku ）を起点とし、 能力は日量 120 万バレルで、主にアゼルバ
トルコのジェイハン（ Ceyhan ）に至る総延

イジャンのACG 油田で生産される原油を

長約 1,770kmの原油輸送パイプラインで、 輸送しています。
契約地域（鉱区） 事業会社（設立）

BTC

パイプライン

権益比率（ * オペレーター）

INPEX BTC Pipeline, Ltd.

（2002年10月16日）

同社 2.5%*BP 30.1% Azerbaijan (BTC) Limited 25%
Chevron 8.9% Statoil 8.71% TPAO 6.53% Eni 5% TOTAL 5%伊藤忠商事 3.4% ConocoPhillips 2.5% ONGC 2.36%

セグメント概 況

5Focus in 2014/3
グリーンランド沖合の海上探鉱鉱区に参加

カザフスタン
アティラウ

で探鉱鉱区を落札しました。同海域は、石油・天然ガス採

北カスピ海
沖合鉱区
黒海
グルジア

トビリシ

アルメニア
トルコ

当社は、デンマーク王国領グリーンランド島北東部海域の探鉱鉱区入札において、Chevron 社およびShell 社と共同

ロシア

掘の試掘作業が行われていないフロンティアエリアであり、近年世界の石油開発業界で注目を集めている地域です。

カスピ海

今後、探鉱作業を通じて、石油・天然ガスの発見に向けてバクー調査していきます。

アゼルバイジャン

BTCパイプライン

ACG油田

ブロック9鉱区

ジェイハン
グリーンランド
地中海

シリア

イラン
イラク

ブロック14鉱区
油田

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014055

中東・アフリカ
中東地域では、当社の原油ネット生産量の過半数を占めるU.A.E.アブダビADMA（アドマ）鉱区

から大きな貢献があります。また、
アフリカ地域では、2013 年 3月期に取得したアンゴラ共和国のブロック14からの生産量も貢献しています。

Focus in 2014/3
上部ザクム油田の権益期限の延長と財務条件の改善
当社が参加するU.A.E.アブダビ沖鉱区の上部ザクム油田において、権益期限が2041 年末まで15 年余延長され、あわせて、開発生産事業における財務条件も改善されました。
ADMA鉱区（上部ザクム油田）

056

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

1 ADMA（アドマ）鉱区
当社は、
2004年5月に、石油公団（当時）がの早期生産を目的としたフェーズ1 開発

保有するジャパン石油開発（株）（JODCO）

作業などの諸作業が行われています。

の全株式を株式交換により取得し、同社を完全子会社化しました。同社が参加す
るU.A.E.アブダビ 沖 のADMA 鉱 区 権 益
では現在 5つの油田より原油を生産してい

サター油田

ます。

ウムアダルク油田
ウムルル油田工島を利用した上部ザクム油田の再開発作業、ならびにウムルルおよびナスル油田

生産油田

ジルク島

作業状況

事業会社（設立）

上部ザクム油田
下部ザクム油田

ジルク島

また現在、生産量維持・拡大のため、人契約地域（鉱区）

ナスル油田

ウムシャイフ油田

ダス島

アブダビ
アラブ首長国連邦

開発中油田

海底パイプライン

権益比率

ウムシャイフ油田、下部ザクム油田

同社 12%ADNOC 60% BP 14.67% TOTAL 13.33%

上部ザクム油田

同社 12%ADNOC 60% ExxonMobil 28%

同社 12%ADNOC 88%

同社 40%ADNOC 60%

同社 12%ADNOC 60% BP 14.67% TOTAL 13.33%

生産中

ウムアダルク油田

ジャパン石油開発（株）（1973年2月22日）

サター油田
ナスル油田、
ウムルル油田開発中

2アンゴラ共和国ブロック14
当社は2013年2月、
アンゴラ共和国ブロック

コンゴ
共和国

ブロック14大西洋

14（原油生産鉱区）にTOTAL社との合弁会

カビンダ州社を通じて参画し、9.99％権益を間接的に5取得しました。ブロック14は、同国カビンダ

セグメント概 況

コンゴ民主
共和国

州の沖合約100kmに位置する既発見未開
アンゴラ共和国

発構造を含む原油生産鉱区で、現在3つの開発区域にて原油生産を行っており、一部
既発見未開発構造の開発と、鉱区内の探鉱
ポテンシャル追求も行っています。
生産施設

契約地域（鉱区）

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）

アンゴラ共和国ブロック14

生産中（原油：日量131千bbl）

Angola Block 14 B.V.

（2012年4月19日）

権益比率（ * オペレーター）（うち当社権益 9.99%） *Chevron 31%
同社 20%

Sonangol 20% Eni 20% Galp 9%

カリマンタン島

3コンゴ民主共和国沖合鉱区
1970 年 7月より当社が参加しているコン

行っています。1995 年 5月には、同 鉱 区

ゴ民主共和国沖合の石油探鉱開発プロの契約期間が 2023 年まで延長されていジェクトでは、1975 年から原油の生産を

ます。

ミバレ油田
モトバ油田
ルカミ油田
モコ油田

ムワンベ油田ミサト油田

リブワ油田
コンゴ民主共和国

ムアンダ

バナナ

チアラ油田

契約地域（鉱区）

作業状況（生産量、事業会社（設立）
2014年3月期平均、全鉱区ベース）

コンゴ民主共和国沖合

生産中（原油：日量13千bbl）

権益比率（ * オペレーター）

帝石コンゴ石油（株） 同社 32.28% *Perenco 50%（1970年8月1日）
Chevron 17.72%

GCO油田
ソヨ
大西洋

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

057

米州
カナダではシェールガスプロジェクト、オイルサンドプロジェクトに参加しているほか、2014 年後半に生産開始予定の米メキシコ湾大水深プロジェクト（ルシウス）、過去20 年以上オペレーターとして開発・生産作業を行うベネズエラのプロジェクト、
ブラジル海上の原油プロジェクトなどを進めています。

058

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

1 カナダ シェールガスプロジェクト
当社は、2012年8月にカナダ・ブリティッであるNEXEN社および日揮（株）とともに、 の可能性を検討する調査権を同州政府よ

シュ・コロンビア州のホーンリバー、コルブリティッシュ・コロンビア州西部の太平

り取得しました。今後も、同州政府、地域

ドバおよびリアードの各地域に保有する

洋岸グラッシーポイントにおいて、シェー

住民の方々からのご協力をいただきながシェールガス鉱区について、NEXEN社より、 ルガスプロジェクトから産出されたガスら、プロジェクトパートナーと協力しつつ、を原料とした陸上ガス液化プラント建設

LNG 事業化の可能性を追求していきます。

各鉱区の40％の権益を取得しました。
ホーンリバー、
コルドバおよびリアードの各地域は、既発見未開発のシェールガスがユーコン準州存在する地域であり、今後、本格的な開発

ノースウェスト準州

当社参入地区作業を進め、ホーンリバー、およびコルドバ

ブリティッシュ・
コロンビア州

幹線道路
主要パイプラインの両鉱区合計で日量最大1,250百万cf（日コルドバ地域量約20万バレル（原油換算））規模の生産を目指しています。
また、当社は、産出したシェールガスをLNG化し、カナダ西海岸より輸出するため

ホーンリバー地域

リアード地域の事業化検討スタディを実施しています。

2013年11月に、プロジェクトのパートナー
契約地域（鉱区）

作業状況

事業会社（設立）

権益比率（ * オペレーター）

ホーンリバー、コルドバ、
リアード地域

一部生産中

INPEX Gas British Columbia Ltd.（2011年11月28日）

同社 40%*NEXEN 60%

セグメント概 況

5

1

2

3
1：仕上げの様子 2：掘削現場 3：フラクチャリング作業現場

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014059

2 ジョスリン オイルサンドプロジェクト
当社は、2007 年11月にカナダ・アルバータの露天掘りによるビチューメン生産を計画

州のジョスリンオイルサンド上流開発プロ

しており、現在、開発計画検討作業を実施

OSL
7405070799
OSL 7280060T24

OSL
7404110452

ジェクトにおける10% 権益を取得しました。 しています。
開 発の第 1 段 階として日量 15.7 万バレル
契約地域（鉱区）

作業状況

事業会社（設立）

アサバスカ川権益比率（ * オペレーター）

ジョスリンオイル
サンドリース鉱区

OSL 7280060T24
OSL 7405070799

既発見／開発準備中

インペックスカナダ石油（株）（2006年11月28日）

同社 10%*TOTAL 38.25%
Suncor 36.75% Occidental 15%

アルバータ州

OSL 7404110452

フォートマクマレー

3 米国メキシコ湾周辺鉱区
2006年4月より同湾
米国メキシコ湾では、

アメリカ合衆国

しています。今後は、取得したデータ等のルイジアナSL20183鉱区

浅海域における油ガス田開発事業に参入し、 解析を進め、パートナーとともに探鉱・評各鉱区より順次原油の生産を行っています。

価活動を進めていきます。

また、2011年2月には 米 国メキシコ 湾

また、当社は2012年8月に、米国メキシの大水深探鉱プロジェクトであるウォー

コ湾大水深のルシウス油田に参入し、同油

カー・リッジ95/96/139鉱区に参入し、そ田の7.2%権益を米アナダルコ社から取得の 後 の 探 鉱 作 業 にて、試 掘 井（ Yucatan

しました。ルシウス油田では、2014年後半

North-1号井）を掘削した結果、砂岩層にの原油および天然ガスの生産開始に向け、おいて約36mの厚さで原油の胚胎を確認

開発作業を行っています。

契約地域（鉱区）

シップショール
72鉱区

メインパス118鉱区

874/875/918/919鉱区（ルシウス油田）

ウェストキャメロン401/402鉱区

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース） 事業会社（設立）権益比率（ * オペレーター）
同社 25% *PetroQuest 42.5% その他 32.5%

生産中

原油：日量0.5千bbl
天然ガス：日量7百万cf

ルイジアナSL20183鉱区

Teikoku Oil（North America）Co., Ltd.
（2003年5月30日）

874/875/918/919鉱区（ルシウス油田） 開発中
ウォーカー・リッジ95/96/139鉱区

ウォーカー・リッジ
95/96/139鉱区

メキシコ

シップショール72鉱区
ウェストキャメロン401/402鉱区

メインパス
118鉱区

クエルビト／
フロンテリソ

探鉱中

同社 25%*PetroQuest 38% その他 37%

同社 16.66667%*Fieldwood 83.33333%

同社 25％ *PetroQuest 55% その他 20％
同社7.2％ *Anadarko27.8％ その他 65％

INPEX Gulf of Mexico Co., Ltd.

（2010年4月28日）

同社 15%*Shell 70% その他 15%

生産施設の躯体部分を現地へ曳航する様子

060

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

4コパ・マコヤ鉱区およびグアリコオリエンタル鉱区
当社は、
1992年7月にベネズエラ中央部陸約に改定されたことを受け、
イースト・グアリ

上のイースト・グアリコ鉱区の100%権益を

コ鉱区は新たにコパ・マコヤ鉱区（ガス事業）

取得し、オペレーターとして油田・ガス田のおよびグアリコオリエンタル鉱区（原油事

再活性化事業、新規探鉱および開発事業を業）に変更されました。また、ジョイントベン

行ってきました。その後、2006年に従来の操チャー契約に移行したため、両鉱区とも契約

業サービス協定がジョイントベンチャー契

期間が2026年まで延長されています。

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース）

契約地域（鉱区）
コパ・マコヤ

生産中

グアリコオリエンタル

原油：日量1千bbl
天然ガス：日量58百万cf

ジョージタウン
カラカス

ボゴタ

ガイアナ

ベネズエラ
コロンビア

事業会社（設立）

権益比率（ * オペレーター）

Teikoku Oil & Gas Venezuela, C.A.

*同社 70% PDVSA Gas 30%（2006年6月7日）

1

コパ・マコヤ／グアリコオリエンタル鉱区

同社 30%*PDVSA CVP 70%

2
1、2：ガスプラント

5フラージ鉱区
田がすでに発見されており、その後 2006

油のしみ出しにより2012 年 3月から生 産

ラジル現地法人Frade Japão Petróleo

年 6月に同 油 田 の 開 発 に向 けた 最 終 投

活動を一時停止しましたが、2013年4月末

Limitada（ FJPL）は、1999年7月にブラジ

資 決 定 を行 いました。開 発 作 業 を経て、 より、安全に配慮しながら原油生産を再開

ル北カンポス沖合のフラージ鉱区の権益2009 年 6月から生産を開始し、本邦企業を取得しました。

によるブラジルの石油開発プロジェクトとフラージ鉱区では1986 年にフラージ油

作業状況（生産量、2014年3月期平均、全鉱区ベース）

フラージ鉱区

生産中

BM-ES-23鉱区

探鉱中

しています。

して初の原油生産となりました。小規模な契約地域（鉱区）

原油：日量16千bbl
天然ガス：日量0.1百万cf

5セグメント概 況

当社と双日（株）が共同出資で設立したブ事業会社（設立）

権益比率（ * オペレーター）

Frade Japão Petróleo
Limitada（ FJPL）（1999年7月5日）

同社 18.2609% *Chevron 51.7391%

INPEX Petróleo Santos Ltda.
（2007年1月19日）

当社 15% *Petrobras 65% Shell 20%

Petrobras 30%

FPSO船

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

061

日本
国内最大級である新潟県の南長岡ガス田を中心に石油・天然ガスプロジェクトを進めるととも

八橋油田
秋田鉱業所

に、約 1,400kmの天然ガスパイプラインのオペレーションを行っています。また、建設を進めてい秋田県

た直江津LNG 基地が2013 年 12月に操業を開始しました。

直江津LNG基地
東柏崎ガス田
関原ガス田（地下貯蔵）
新潟市

富山ライン［建設中］

南阿賀油田
長岡市

上越市

新青海ライン

東御BS

松本市

静岡県

静岡市

南富士幹線

藤岡BS
伊勢崎熱量調整所

軽井沢町
茅野市

甲府ライン

［静岡ガス］

群馬県

新東京ライン

松本ライン

清水LNG袖師基地

国内天然ガス事業
内天然ガス事業（南長岡ガス田他）

国産天然ガス・
LNG（気化ガス）

東京ライン

第二駿河幹線

新潟県

国産天然ガス

長野市

長野県

南桑山油田

柏崎市

糸魚川市

富山市

富山県

富岡市

両毛ライン

本庄市

山梨県

昭和町

新潟鉱業所

新潟営業所

入間ライン

甲府市

青梅市

静岡ライン

富士市

佐野市
鴻巣市
油田・ガス田埼玉県［当社、静岡ガス、東京ガス］

板妻熱量調整所

天然ガスパイプライン
ネットワーク

東京本社（港区赤坂）

LNG（気化ガス
気化ガス）
技術研究所
（世田谷区北烏山）

その他プロジェクト

東京都足立区

東京都

御殿場市

栃木県

※BS・・・ブースターステーション

千葉市
山武市

千葉県

主な事務所・鉱業所

成東ガス田

千葉鉱業所
0

100km

Focus in 2014/3
国内メタンハイドレート資源の開発
メタンハイドレートは非在来型天然ガスの一種で、メタン分子を取り込んだ固体結晶です。日本国内でも周辺海域に存在が確認されていますが、低温・高圧の地層における採取に技術的な課題があることなどから、経済性が成り立つ開発技術が確立されるまで、まだ時間がかかるといわれています。
当社は、国などが主導する研究・調査事業や検討委員会への参加を通じ、当社が上流事業を通じ培ってきた技術を活かして、特に海底生産設備の分野における技術的課題の克服に貢献していきます。

062

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

メタンハイドレート（燃える氷）

1 国内天然ガス事業
南長岡ガス田は、当社が1979年に発見し、1984年より生産を続けている日本最大級

関原ガス田のガス田です。生産・処理された天然ガスは、
関東甲信越に広がる総延長約1,400kmの（地下貯蔵）

長岡市

東柏崎ガス田線の都市ガス事業者および工業用需要家

柏崎市の皆さまへ販売しています。県別の販売先も多く、次いで群馬県、埼玉県、長野県と続

ギー価格の高騰や天然ガスの環境優位性を背景として、着実に拡大してきました。今国内天然ガス販売量の推移
20

後も熱源燃料だけでなく、自家発電やコー10

多種多様な用途での利用が期待され、基幹5した富山ライン（新潟県糸魚川市〜富山県富山市）の展開などにより営業対応エリアの拡大を目指し、2020年代前半に年間25億m³、長期的には30億m³規模の販売を目

上越線（億Nm3／年）※1m３あたり41.86MJ

ジェネレーション燃料、化学製品原料など、

2012年4月から本格的に建設工事を開始

16.5

17.2

を分離した後の地下水（かん水）からヨードを製造し欧米などに輸出しています。

17.5

18.0

0

2010/3

2011/3

2012/3

2013/3

2014/3

天然ガスの販売先県別比率（2014/3期）
千葉県 2.9%
山梨県 3.8%
栃木県 4.0%

長野県

16.9%
埼玉県

17.7%

東京都 1.2%
秋田県 0.8%
静岡県 0.4%

新潟県

28.9%

群馬県

5

セグメント概 況から天然ガスを生産するとともに、天然ガス

17.6

2

指しています。
千葉県の成東ガス田では、水溶性ガス田

1

小千谷市

ガス田

15

パイプラインである新東京ラインの増強や、上越新幹線

南長岡ガス田では、南長岡ガス田の位置する新潟県が最

当社の天然ガス販売量は、競合エネル

信越本線

日本海

幹線パイプラインネットワークを通じて、沿

きます。

見附市

越後線

3

1：川を渡る天然ガスパイプライン（新潟渋海川）2：親沢プラント（新潟県長岡市）
3：南長岡ガス田の掘削作業の様子（新潟県長岡市）

23.4%

2 直江津LNG 基地
直江津 LNG 基地の供用開始により、海識の高まりによる石油系燃料からの転換

外産 LNG と新潟県南長岡ガス田から産や原油価格の高騰を背景に順調な伸びを出する国産天然ガス等をあわせて、当社の見せており、今後も堅調に推移する見通し

国内における天然ガス供給能力および安です。当社は、パイプライン沿線の需要家

定供給体制が一層強化されます。

直江津 LNG 基地

日本海

犀潟駅

火力発電所

オイルターミナル直江津の皆さまへ天然ガスを長期に安定して供▼

国内の天然ガス需要は、環境・省エネ意

至

柏

崎

直江津港

給するために、2009 年 7月から新 潟 県 上R8

越 市においてLNGの受 入 基 地の建 設 工

黒井駅

事に着手しました。その後工事は順調に推移し、2013 年 8月にLNG 第一船を受け

R253
直江津駅

入れた後、主要設備の試運転を順次進め、▼至富山

予定より早く2013 年 12月より稼働を開始

R18
上越 I.C.

しました。

▼

至富山

北陸

自動

車道

▼至長野

直江津LNG基地の全景

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014063

3 国内天然ガス輸送パイプライン
現在、当社は日本国内において関東甲信生産開始とその後の天然ガス需要の増加

2016年年央には新潟県糸魚川市から富山

越地域 1 都 7 県を結ぶ総延長約 1,400kmに応えるため、1990 年代半ばより東京ラ

県富山市に至る「富山ライン」（計画延長約の天然ガス輸送パイプラインを保有してインに並走して「新東京ライン」を建設す

102km）が完成する予定で、沿線の需要家

るなど、2014 年 6月末時点での高圧パイプの皆さまへ天然ガスを安定的かつ効率的ライン網の総延長は約 1,400km（札幌とに供給するため、引き続きパイプライン網

います。
当社は1960年代から天然ガス輸送のためのパイプライン網の整備に取り組んでき福岡間の直線距離に相当）に達しています。 の拡大と供給能力の増強を進めています。

ました。きっかけは1959 年に新潟県上越地方で発見された頸 城油・ガス田です。同
油・ガス田からの天然ガスを都市ガス事業者に供給するため、新潟県上越市から東京都足立区まで日本海側から太平洋側へ
本州を横断する、国内最初の長距離高圧
パイプライン「東京ライン」が1962 年に完成しました。そして、南長岡ガス田の発見・

1

2

1：東京ラインの建設当時の様子 2：富山ライン建設の様子

4 再生可能エネルギー等への取り組み
国内の発電事業
1.

越路原発電所

北海道

あめますだけ阿女

当社は、新潟県越路原プラントの隣接地に、出力約 5 万 5 千 kWの高 効 率ガスター
ビンコンバインドサイクル火力発電所を建

新潟県 INPEX
メガソーラー上越

秋田県
おやす

小安地域

設し、2007 年 5月より新電力（特定規模電気事業者）向け電力卸供給事業を開始しています。この事業では、発電燃料として

岳地域

発電所

新潟県
越路原発電所

地熱開発
太陽光発電（メガソーラー）

南長岡ガス田で生産する天然ガスとコン
デンセートを組み合わせて使用し、安定的な燃料調達とエネルギーマーケット情勢に合わせた、柔軟な燃料選択が可能であるという当社独自の強みがあります。また、
ガス需要の季節変動に合わせて燃料構成を切り替えることで、ガスプラントの稼働

福島県
磐梯山
周辺地域

率を向上させています。

2.

地熱発電とは、地下にあるマグマの熱エネ
ルギーを蒸気として取り出し、その蒸気によりタービンを回し発電するものです。
当社は2011 年から出光興産（株）と共同で北海道阿 女鱒岳地域、秋田県小 安地

太陽光発電所域において地熱発電に向けた地熱資源調

当社は、新潟県上越市の閉鎖した当社製油査を開 始しました。2012 年 には 三 井 石

所跡地に最大出力2メガワットの「INPEXメ

油 開 発（株 ）の参 加を得、2013 年には阿ガソーラー上越」を稼働させ、2013年3月

女鱒岳地域で1 坑の調査井掘削、小安地から発電を開始しています。2014年3月に

域では2 坑の調査井掘削を実施しました。

は、隣接地に新たに最大出力2メガワットの2014 年においても両地域で同規模の調太陽光発電所の建設を決定しました。今後、査井掘削による地熱資源調査を継続する

これら太陽光発電所からの発電量は年間予定です。また、このほかに、福島県にお約533万kWh/年、一般家庭約1,600世帯分

ける地熱資源調査事業にも参画しており、の年間電力消費量相当になる見込みです。

064

地熱開発

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

地熱井の噴気テスト（帝石削井工業（株））

磐梯山周辺地域において2013 年 9月より
地表調査を実施しています。

6

Sustainability &Governance
サステイナビリティ・ガバナンス

サステイナビリティ

サステイナビリティ
5つのCSR重点テーマ

当社は、事業活動を通じて経済成長や社会の発展に貢献することで、社会的にかけがえのない存在としてより一層評価される企業になることを目指しています。当社を支える基盤の一つにCSR（企業の社会的責任）を位置づけており、毎年のCSR活動の進捗を把握し、中長期的な観点で取り組みを行っています。

コンプライアンス
法令および社会規範の遵守

1．当社が取り組む5つの重点テーマ（人権への配慮を含む）

上流事業を持続的に拡大し、グローバル

アニュアルレポート2014の本セクションに展開するエネルギー企業として各ステー

では、5つの重 点テーマの内容、2014 年 3

クホルダーからの信頼を得るため、当社は月期の進捗、2015 年 3月期以降の計画に

2012年4月に、優先的に取り組むべき重要ついての概要をご説明します。各重点テー

課題として5つの「 CSR重点テーマ」を特定

マごとのより具体的な取り組みはサステイしました。

ナビリティレポート2014をご覧ください。

2．CSR活動のロードマップ

CSR活動の持続的強化に向け、2013年4月期までの3 年間を「取り組みの深化・浸月に2016年をターゲットとした「中期の取透」の第 2フェーズと位置づけています。イ

り組み計画（ CSRロードマップ）」を策定

クシスLNGプロジェクトの生産開始以降しています。2013年3月期までを「 CSR推をCSRロードマップにおける第 3フェーズ

進体制の基盤づくり」の第1フェーズと位と位置づけ、
グローバルレベルのCSRの実

置づけ、CSRに関する理念や体制整備を実現を目指しています。

CSR推進組織の立ち上げ、げ 企業行動憲章の改定、げ、重点テーマの特定、国際的イニシアティブへの参加（国連グローバル・コンパクト、EITI）

〜2

1

期
年3月
013
ズ

フェー

〜
月期
4年3
201 年3月期
6
201
ェーズ

フ

2

〜
月期
7年3
201

ズ
フェー

3

操業における安全管理と環境保全

社会貢献

地域との信頼醸成と貢献（教育含む）

施しました。2014 年 3月期 から2016 年 3
CSR推進体制の基盤づくり

HSE活動

STEP

UP

グローバルレベルのCSR

PDCAの定着、「当社ならでは」
の活動推
推進、
グローバル
レベルのレポーティング、グ これらによる企
グ、
企業価値向上PDCAを軸としたCSRの取り組み深化・浸透

CSR活動計画の策定、各部署の事業活動への落とし込みと取り組みの拡充（PDCAサイクルの構築）

温室効果ガス対策
気候変動問題への対応

サステイナビリティレポート2014について
当社のCSR活動をステークホルダーの皆さまにお伝えするため、毎年「サステイナビリティレポート」を発行しています。2014年版のサステイナビリティレ
ポートでは、
5つのCSR重点テーマを基軸に国際的な開示ガイドラインの要求事項に配慮しながら内容を編集しています。また、2014年版ではCSR全体像を記載した「ダイジェスト版」、
より広範囲な情報を盛り込んだ「詳細版」、過去のレポート内容も含み完全網羅した「ウェブ版」をご用意しています。

サステイナビリティレポートは当社のCSRサイトから資料請求・ご覧ください。

▶ www.inpex.co.jp/csr

066

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

人材育成

グローバル企業としての人材育成と活用

5つのCSR重点テーマの概要、達成像、2014年3月期の実績、2015年3月期以降の計画は以下の通りです。

CSR重点テーマの概要

達成像• 法令・人権を含む各種の国際規範・• 単純な法令遵守に留まらず、操業地

社会規範の遵守。

域を含めた社会規範に対しても配慮する。

• 高い倫理観を持った行動を役員・従豪州の先住民社会との協調活動計画である「Reconciliation
Action Plan（以下、RAP）」
を策定（2013年6月）• 操業時の環境負荷低減、環境リスクへの取り組み、生物多様性の保全。

• 事業活動時における安全確保。

業員が自発的に行い、社会との信頼関係を構築する。

• コントラクター等を含む全従業員の安全を確保し、大規模な事故を起こさず操業する。

• 法令の水準を超えて環境負荷を極力低くし、漏出等の環境リスク、生物多様性への配慮をしながら操業する。

イクシスHSEフォーラムを開催（2013年11月）「第2回CEOフォーラム」• 政府、地域住民、NGO等とのコミュニ
ケーション。

• 地 域 社 会のニーズを汲み取った上で、• 地域の文化・慣習等を尊重しながら操業地域の社会発展にも寄与する形での事業を行う。

事業との関わりを踏まえながらアプロー
チし必要な取り組みを実施（地域住民に対する教育付与等を含む）。

イクシスLNGプロジェクトに従事する先住民研修生。
イクシスLNGプロジェクトでは先住民に対し、研修プログラムを提供し、地域社会の人材育成に貢献

ログラム（森林保全・植林等）への取り組み。

• 気候変動に配慮した操業を行う。

6

サステイナビリティ・ガバナンス• 再生可能エネルギー、化石燃料に関連する技術（ CCS 、メタン生成等）の研究・開発・実用化、CO 2 オフセットプ• 技術開発を進め、気候変動に対応した
多様なエネルギーを開発・供給する。

パース事務所GHGマネジメントチーム主催で開催されたGHG（温室効果ガス）
マネジメントコースに本社から4名、ジャカルタから5名が参加。GHG管理の最先端のノウハウについて、GHGマネジメントチームによる講義が実施された（2013年11月）• 文化、国籍、信条、人種、性別、年齢等による差別の無い、有能な従業員の採用と適材適所への配置・処遇。

に選定
女性活躍推進企業として、平成25年度「なでしこ銘柄」• グローバル展開にふさわしい人材を積極的に育成・活用する。

• 事業の発展と従業員の満足とを両立させる。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014067

サステイナビリティ

5つのCSR重点テーマ（続き）
主な活動対象主な2014年3月期の実績• コンプライアンス強化、• 改定版行動規範の配布・周知（インドネシアにて講習会実施）• 贈収賄防止ガイドラインの作成• 贈収賄防止に関するトレーニングを豪州で実施• コンプライアンス関連の罰金の有無のモニタリング実施（発生件数0件）• コントラクターへの当社規範（環境安全方針および反社会的勢

人権の尊重等

力排除方針を含む）の遵守状況確認の実施• 先住民文化に関するトレーニングを豪州で実施（180名が参加）• 環境マネジメントの• 主要なプロジェクトにおいて国際金融公社（ IFC）パフォーマンス

生物多様性の保全• 国際的なガイドライン（ GRI-G4、IPIECA 等）の開示要求項目と強化、安全の維持、

外部有識者を招き、国内の従業員を対象に人権セミ（2014年1月〜2月）
ナーを実施。延べ203名が参加

スタンダード準拠に向けた取り組みを推進のギャップ分析の実施• 国内の環境パフォーマンスデータ（ GHG、エネルギー使用量、水資源使用量、水域への排出量）の第三者検証を実施• 4オペレーション事業体でHSE監査を実施• 直江津 LNG 基地運転開始前の海域環境調査を実施、緑化作業を実施（敷地面積 25％）
• 操業に関する地域社会への影響の低減、地域社会への参画・貢献

富山パイプライン周辺では猛禽類への環境影響調査を定期的に実施（2013年8月）• インドネシアのプロジェクト環境影響評価（ AMDAL：Analisys
Mengenai Dampak Lingkungan ）報告書を環境省へ提出• イクシスLNGプロジェクトにおける社会影響マネジメントプランの報告書を公開し、パブリックコメントを募集（SIMP ）
•12.3億円の社会貢献投資を実施
インドネシアマルク州サムラキ市にて英語教育
を実施（INPEX Tanimbar English Training）• 気候変動問題への対応• グローバル人材の育成・確保、

ダイバーシティの推進

068• GHG（温室効果ガス）ワーキンググループにおいてGHG管理に係る枠組み策定の推進（他社動向調査、各取り組み項目の方向性を検討）• 豪州のGHGオフセットプログラム（植林プロジェクト、サバンナ
火災管理）
の実施
• メガソーラー上越の追加事業の決定• 北海道・秋田県内で地熱発電事業化の調査を継続•人事制度の基盤づくり（職務等級基盤の整備等）
を検討•若手技術系社員等の現場派遣・調査業務派遣•豪州にて第1回従業員満足度調査を実施• 豪州にて従業員の機会均等に関する研修を実施（ 2013 年は350名が受講）

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

当社タンクローリーのエコドライブを実施中

ダイバーシティ•全体の外国人社員比率37.7％•法定以上の障がい者雇用率（法定2％）を維持•国内にて外国人を新卒採用（3名）•全体の女性社員比率18.6％

主な2015年3月期の計画

2016年3月期までの達成目標• 行動規範に係る解説書の策定• 薬物・アルコールに関する規定を制定（インドネシア）• 贈収賄防止ガイドラインの運用開始、研修の実施• 腐敗防止のデューディリジェンスの手順を整備（インドネシア）• 契約時における人権デューディリジェンス（保安慣行を含む）• コンプライアンス推進の継続、意識浸透• サプライヤー、コントラクターにおける人権配慮を促す仕組の手順を整備

みおよびモニタリング体制構築• 人権研修のグローバル展開による人権問題に関する理解と意識のグループ内浸透• 当社従業員を対象とした人権研修の継続実施• 韓国、シンガポール、中国、フィリピン、タイ、パース、ダーウィ
ンにて異文化理解のトレーニングを展開• ギャップ分析に基づく環境パフォーマンスデータの開示充実• 第三者検証の実施を継続• 4オペレーション事業体におけるHSE監査の実施継続• ゼロ災の達成、事故災害発生件数の削減（全社的な2015年
3月期の事故災害指標目標をLTIF：0.29、TRIR1.40に設定）• 生物多様性保全に向けたワーキンググループへの継続参加• 直江津LNG基地における海域環境調査の実施、緑化作業の• コーポレートHSE第二中期計画を軸とした環境マネジメント、• インドネシアのプロジェクト環境影響評価報告書の承認を• 地域コミュニティの発展と自立を支援する取り組みの推進• ステークホルダーとの適切なコミュニケーション・課題解決、

安全マネジメントの徹底• HSEパフォーマンスデータの第三者検証の範囲を継続的に拡大• 重大な災害の防止（LTIF目標：0.24、TRIR目標：1.59）• 生物多様性保全に関する取り組みの継続的実施

継続獲得• イクシスLNGプロジェクトの社会影響マネジメントプラン
を最終化（SIMP）• 14.4億円の社会貢献投資を計画

社会貢献活動での協働• 全社的なGHG管理の枠組み文書を作成• 中長期GHG排出量予測およびGHG管理中期計画を策定• 国内事業おけるエネルギー消費量原単位、前期比マイナス1％削減• 天然ガス・コージェネレーション（CGS）導入提案の継続• CO2の地下再圧入に関するタスクフォースチームの立ち上• GHGマネジメントフレームワークに沿った活動の推進、GHG• グローバルHRの推進• INPEX バリューの策 定• 豪州にてダイバーシティに関する戦略とアクションプランを公開• 豪州にて、第2回従業員満足度調査を実施• 人材育成プログラムを実施（職種別、階層別のグローバル研修）• 国籍／障がいの有無／年齢にかかわらず活躍できる職場づくり

排出管理の継続

6

サステイナビリティ・ガバナンス• 豪州にてGHGオフセットプログラムを継続• 気候変動問題に資する技術の研究開発を促進• 地熱発電の事業化に向けた調査の継続

げ等の取り組みの継続（外国籍従業員の採用拡大、法定以上の障がい者雇用率の維持）• 従業員の満足度が高く、働きがいのある企業文化の構築• グローバル共通の人材マネジメント基盤の整備• INPEXバリューの浸透・定着

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014069

ガバナンスコーポレート・ガバナンス
当社は、企業価値を高め、株主の皆さまをはじめとするステークホルダーひいては社会全般から信頼される企業であり続けるため、コーポレート・ガバナンスの充実に取り組んでいます。

コーポレート・ガバナンス体制の概要

当社の機関設計は、業務に精通した取締役による業務執行を監査役が監査する「監査役コーポレート・ガバナンス体制の概要

設置会社」を採用しています。また、「 執行役員制度」を導入し、機動的かつ効率的な経組織形態 監査役設置会社

営体制の強化を図っています。当社事業では産油国政府、海外の石油会社等との交渉

取締役

機会が多く、
これには業務に精通した社内出身の取締役・執行役員があたる必要がある

人数（うち社外取締役）16名（5名）

ため、社内取締役は原則として執行役員を兼務しています。執行役員の兼務により、取締

任期 ....................................1年

役会が効率的な業務執行を行うとともに、実効的な経営の監督を行える体制を確保して

監査役

います。

社外取締役を選任しています。また、当社の監査役は全 5 名中4 名が社外監査役で、監査役会を設置するとともに監査役職務補助者を任命し、内部監査部門（監査ユニット）や会
計監査人との連携を強化しています。

定款上の員数 ................ 5名以下
人数（うち社外監査役）. 5名（4名）

また、経営の透明性の向上と取締役会の実効的監督機能の強化を図る観点に加え、社内出身者とは異なる客観的な視点を経営に活用するため、取締役全 16 名のうち5 名の定款上の員数 .............. 16名以下

任期 ....................................4年
独立役員の人数 ...................................9名（社外取締役5名、社外監査役4名）

ライツプラン等の買収防衛策 .................. 無その他

経済産業大臣に対して
甲種類株式を発行

当社のコーポレート・ガバナンス体制（模式図）

株主総会
選任・解任
報酬枠の設定

選任・解任

選任・解任
報酬枠の設定取締役会
提言・助言・報告

監査

監査役会

連携

会計監査人

経営諮問委員会
報告

会計監査

業務執行体制連携

CSR委員会報告

コンプライアンス委員会
コーポレートHSE委員会
情報セキュリティ委員会

経営会議
選定・解職・監督

選任・解任・監督

代表取締役社長
報告

監査ユニット

会計監査

執行役員
各部門および子会社

070

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

内部監査

［ 1］取締役および取締役会

重要な業務執行に関する審議・決定の際は、業務に精通した社内［ 4］役員報酬

石油・天然ガス開発事業は、事業の着手から投資額の回収まで長出身の取締役に加え、豊富な経験と幅広い見識を持つ適切な社

期間を要するため、短期間の業績を取締役報酬に反映することに外取締役により合理的、効率的かつ客観的な意思決定を確保しはなじまないと考えています。取締役の報酬等は、役位ごとの職ています。

務内容を踏まえて支給される月額報酬（基本報酬）と会社業績等

当社の取締役会は16 名で構成され、うち5 名は社外取締役でを踏まえた賞与から構成され、取締役会にて決定しています。監す。取締役会は、毎月1 回および必要に応じて随時開催し、重要査役の報酬等は固定報酬からなる月額報酬のみで構成し、監査な業務執行について審議・決定するほか、取締役の職務の執行を役の協議にて決定しています。

監督しています。また、経営環境の変化への即応性を高め、経営2014 年 3月期における取締役および監査役の報酬等の額は下責任をより明確化する観点から2012 年 6月より取締役の任期を表の通りです。なお、
コーポレート・ガバナンスの強化の観点から、1 年としています。

2014 年 3月期以降の社外取締役・監査役に対する賞与を廃止し、確定額報酬に一本化しています。
取締役および監査役の報酬等（2014年3月期）
役員区分

第8回定時株主総会（2014年6月25日開催）［ 2］経営会議および執行役員制度

業務執行に関する意思決定の迅速化の観点から、常勤取締役

および役付執行役員を構成メンバーとする「経営会議」を設置し、

報酬等の
総額

（百万円）

報酬等の種類別の総額（百万円）
基本報酬

賞与

対象となる
役員の
員数（名）

取締役（社外取締役を除く）

485

388

97

11

監査役（社外監査役を除く）

26

26

-

1

社外役員

90

90

-

9

（注）1. 当社はストックオプション制度を導入していません。
2. 当社には退職慰労金制度はありません。
3. 報酬等の総額には、当事業年度にかかる役員賞与引当金の繰入額が含まれています。
4. 上記の報酬等の額のほか、当期において社外役員が当社の子会社の役員として受領した報酬等の総額は90万円です。

［ 5］会計監査および監査報酬

当社は、会社法および金融商品取引法に基づく会計監査を新日
本有限責任監査法人より受けています。監査報酬は、監査計画・

週 1 回および適宜開催しています。経営会議では、取締役会に属監査日数等を総合的に勘案し、監査役会の同意を得た上で決定さない決議事項の機動的な意思決定を行うとともに、取締役会

しています。

の意思決定に資するための議論を行っています。
また、当社は急速に変化する経営環境および業容の拡大に的
確・迅速に対応するため、執行役員制度を導入しています。執行［ 3］甲種類株式について

当社は定款の定めにより、経済産業大臣に対して甲種類株式を発行しています。甲種類株式は株主総会における議決権を有していませんが、経営上の一定の重要事項についての拒否権を行使することができます。当社としては、経済産業大臣による甲種類株式の保有は、当社に対する経営支配や投機目的による敵対

会計監査法人名

新日本有限責任監査法人

業務を執行した公認会計士の氏名

梅村 一彦、髙橋 聡

会計監査業務にかかる補助者の構成その他：32名
公認会計士：18名、6

サステイナビリティ・ガバナンス

役員の任期も、取締役と同様に1 年としています。

監査公認会計士等に対する報酬の内容（2014年3月期）

221百万円監査証明業務に基づく報酬（当社：146百万円、連結子会社：75百万円）

非監査業務に基づく
報酬（当社：5百万円、連結子会社：4百万円）

9百万円

的買収等の危険を防止する手段として有効なものと考えられるとともに、ナショナル・フラッグ・カンパニーとして我が国向けエネル
ギー安定供給の効率的実現の一翼を担うことが期待され、対外的な交渉、信用面で積極的な効果が期待できると考えています。
▶ 参照：事業等のリスク「 8. 甲種類株式について」P.126-127

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014071

ガバナンス社外取締役、監査役による経営のモニタリング［1］社外取締役［ 3］社外役員の独立性の妥当性の評価、監督機関としての実効性、専門性、客観性等を総引所が定める独立性の基準※を満たしており、全員の9名を独立役

社外取締役の選任にあたっては、独立性の観点に加え、経営判断合的に考慮することが重要と考えています。

当社の社外取締役（ 5名）および社外監査役（ 4名）は、東京証券取員として届け出ています。

当社の社外取締役5名は、資源・エネルギー業界や財務・法務等の分野において、または経営者としての豊富な経験と幅広い見識を有しています。一方、社外取締役のうち4名は、当社株主であり、かつ、当社と同一分野の事業を行う企業の顧問等を兼任していることから、競業その他利益相反の可能性について特段の留意が必要と認識しています。そのため、会社法上の競業避止義務、利益相反取引への適切な対処や情報漏洩防止等に関する対応を確認する「誓約書」
を、社内取締役と同様に、社外取締役からも受理しています。

※有価証券上場規程施行規則第211条第4項第5号、同第226条第4項第5号に掲げる要件のいずれにも該当せず、
一般株主と利益相反が生じるおそれがないことを確認しています。

［ 4］監査役会および監査役

当社は監査役制度を採用しています。5名の監査役で監査役会を構成し、うち4名は社外監査役です。
監査役は、取締役会や経営会議に出席するとともに、担当部署からのヒアリングや報告等を通じて取締役・執行役員の職務の執行を監査しています。また、会計監査人と定期的および随時に会合［2］社外監査役を持ち、監査に関する報告等を受けており、さらに、常勤監査役は社外監査役の選任にあたっては、
独立性の観点に加え、監督機関とし内部監査部門（監査ユニット）から内部監査や内部統制評価の状ての実効性、
専門性等を総合的に考慮することが重要と考えています。

況について適宜報告を受けています。

当社の社外監査役は、監査役全5名のうち4名を占めており、各社外監査役は、当社の事業や財務および会計等の分野における豊富な経験と知見を有し、それらを当社の監査業務に活かしています。なお、社外監査役のうち1名は当社と同一分野の事業を行う石油資源開発（株）の顧問を兼任しています。

当社は監査役の機能を強化し、コーポレート・ガバナンスの実効性を確保するために、監査役補助職を任命し、上記のような監査役と監査ユニットおよび会計監査人との連携を図っています。また、代表取締役および取締役との定期的な会合等を通じてモニタリン
グ機能を強化する体制を構築しています。

社外取締役

若杉 和夫

取締役（社外）若杉 和夫

取締役在任年数：8年

香川 幸之

加藤 晴二

取締役（社外）所有株式数：―株昭和28年4月 通商産業省（現経済産業省）入省
昭和59年6月 同省 通商産業審議官
日本長期信用銀行（現（株）新生銀行）顧問
昭和61年9月 （株）
三菱電機（株）代表取締役副社長
平成5年6月石油資源開発（株）顧問
平成7年5月同社 代表取締役社長
平成7年6月インドネシア石油（株）（国際石油開発（株））非常
平成8年6月勤取締役
平成13年6月 石油資源開発（株）代表取締役会長
（株）
（現当社）
平成18年4月 国際石油開発帝石ホールディングス
非常勤取締役（現）平成19年5月 石油資源開発（株）相談役
平成25年6月 同社 顧問（現）

取締役（社外）香川 幸之

取締役在任年数：7年

岡田 康彦

取締役（社外）取締役（社外）外池 廉太郎

取締役在任年数：2年

所有株式数：―株

三井物産（株）入社
三井石油開発（株）非常勤取締役
三井物産（株）
エネルギーグループエネルギー本部長
同社 執行役員エネルギーグループエネルギー本部長
同社 常務執行役員エネルギー本部長
三井石油開発（株）代表取締役副社長
同社 代表取締役社長CEO
同社 代表取締役社長CEO兼CCO
国際石油開発帝石ホールディングス
（株）
（現当社）
非常勤取締役（現）平成24年6月 三井石油開発（株）特別顧問（現）昭和53年4月 日本鉱業（株）入社
平成12年4月 日鉱金属（株）金属事業部総括室長
平成15年10月 同社 企画部グループ経営担当部長
平成18年4月 同社 経営企画部企画担当部長
平成20年4月 同社 執行役員経営企画部企画担当部長兼金属事業本部総括室長兼金属事業本部銅事業部企画部長
平成21年4月 同社 金属事業本部銅事業部審議役兼経営企画部企画担当部長兼金属事業本部総括室長（株）執行役員企画1部長
平成22年4月 JXホールディングス
平成24年6月 当社 非常勤取締役（現）（株）取締役常務執行役員（現）
平成24年6月 JXホールディングス

加藤 晴二

岡田 康彦

昭和46年4月
平成9年7月
平成15年4月
平成18年4月
平成19年4月
平成20年4月
平成22年6月
平成23年6月

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

所有株式数：―株昭和45年4月
平成13年9月
平成13年10月
平成14年4月
平成15年4月
平成17年4月
平成17年6月
平成18年6月
平成19年6月

取締役在任年数：4年072

外池 廉太郎所有株式数：―株

三菱商事（株）入社
同社 LNG事業第一部長
同社 執行役員天然ガス事業本部長
同社 執行役員天然ガス事業第二本部長
同社 常務執行役員エネルギー事業グループCOO
同社 常務執行役員エネルギー事業グループCEO
当社 非常勤取締役（現）三菱商事（株）顧問（現）取締役在任年数：2年

昭和41年4月
平成6年7月
平成7年5月
平成11年7月
平成15年6月
平成24年1月
平成24年6月

所有株式数：―株

大蔵省（現財務省）入省
東京国税局長証券取引等監視委員会事務局長
環境事務次官社団法人全国労働金庫協会理事長労働金庫連合会理事長
弁護士登録、弁護士法人北浜法律事務所代表社員（現）当社 非常勤取締役（現）

社外取締役・社外監査役の兼職状況、選任理由等
重要な兼職の状況

選任理由

2014年3月期における取締役会、監査役会への
出席状況

若杉 和夫

大株主である
石油資源開発（株）の顧問経営者としての豊富な経験と幅広い見識を当社経営に活かしていただくため。

取締役会15回中14回

香川 幸之

大株主である
三井石油開発（株）の特別顧問

経営者としての豊富な経験と幅広い見識を当社経営に活かしていただくため。

取締役会15回中14回

加藤 晴二

株主である
三菱商事（株）の顧問

資源・エネルギー業界における豊富な経験と幅広い見識を当社経営に活かしていただくため。

取締役会15回中14回

外池 廉太郎大株主である
JXホールディングス（株）の取締役常務執行役員

資源・エネルギー業界における豊富な経験と幅広い見識を当社経営に活かしていただくため。

取締役会15回中15回

岡田 康彦

弁護士法人北浜法律事務所の代表社員

金融機関の運営経験に加え、財務等の分野における豊富な経験と幅広い見識および弁護士としての専門知識や経験を有しているため。

取締役会15回中15回

戸恒 東人

―

財務等の分野における豊富な知見と経験を有しているため。

取締役会15回中14回
監査役会14回中13回

角谷 講治

―

金融等に関する知見を当社の監査業務に活かしていただくため。

取締役会15回中15回
監査役会14回中14回

佐藤 弘

大株主である
石油資源開発（株）の顧問

石油開発業界における豊富な経験と財務および会計に関する知見を当社の監査業務に活かしていただくため。

取締役会15回中11回
監査役会14回中10回

舩井 勝

―

エネルギー業界における豊富な経験と財務および会計等に関する知見を当社の監査業務に活かしていただくため。

取締役会15回中15回
監査役会14回中14回

独立
役員

氏名

社外取締役
社外監査役

監査役

髙井 義嗣
常勤監査役

髙井 義嗣

所有株式数：17,200株

昭和49年4月 帝国石油（株）入社
平成11年3月 同社 社長室長兼LNG企画室長
平成13年3月 同社 理事社長室長兼LNG企画室長
平成14年3月 同社 取締役経理部長
平成17年3月 同社 常務取締役
平成20年10月 当社 常務執行役員資材・情報システム本部長
平成23年6月 当社 常勤監査役（現）

戸恒 東人

常勤監査役在任年数：7年
昭和44年7月
平成7年7月
平成9年7月
平成10年7月
平成16年8月
平成18年6月
平成19年6月

角谷 講治

所有株式数：13,600株

大蔵省（現財務省）入省
理財局次長
造幣局長
中小企業金融公庫理事
あずさ監査法人（現有限責任あずさ監査法人）顧問
国際石油開発（株）常勤監査役
国際石油開発帝石ホールディングス
（株）
（現当社）
常勤監査役（現）常勤監査役（社外）

角谷 講治

常勤監査役在任年数：4年

佐藤 弘

所有株式数：7,400株

舩井 勝

昭和47年4月
平成10年4月
平成12年4月
平成13年4月
平成14年4月
平成15年4月
平成17年4月

佐藤 弘

平成19年4月

昭和45年4月
平成11年6月
平成14年6月
平成17年6月
平成18年4月
平成18年6月
平成19年6月
平成22年6月
平成26年6月

所有株式数：―株

石油資源開発（株）入社
同社 経理部長
同社 取締役経理部長
同社 常務執行役員
国際石油開発帝石ホールディングス
（株）
（現当社）
非常勤監査役（現）
石油資源開発（株）常務取締役執行役員
同社 専務取締役執行役員
同社 代表取締役副社長執行役員
同社 顧問（現）監査役（社外）監査役在任年数：4年

昭和51年4月 日本輸出入銀行入行
平成13年4月 国際協力銀行 国際金融第1部長
平成14年4月 同行 総務部長
平成17年10月 同行 大阪支店長
平成19年10月 同行 理事
日本政策金融公庫 国際協力銀行特別参与
平成20年10月（株）
平成22年5月 同社 退職
平成22年6月 当社 常勤監査役（現）監査役在任年数：8年

舩井 勝

監査役（社外）平成17年6月

平成21年4月

平成22年4月
平成22年6月
平成23年4月

6

所有株式数：―株サステイナビリティ・ガバナンス

常勤監査役在任年数：3年

戸恒 東人

常勤監査役（社外）

丸紅（株）入社
同社 経営企画部長
丸紅米国会社副社長兼CFO
同社 副社長兼CFO兼CAO
丸紅（株）
リスクマネジメント部長
同社 執行役員、経営企画部長
同社 常務執行役員、CIO、人事部 情報企画部 リス
クマネジメント部担当役員
同社 代表取締役常務執行役員、CIO、人事部 情報
企画部 リスクマネジメント部担当役員
同社 代表取締役専務執行役員、総務部 人事部
リスクマネジメント部 法務部担当役員
同社 代表取締役副社長執行役員、CIO、情報企画部 経理部 営業経理第一部 営業経理第二部 営業
経理第三部 財務部担当役員、監査部担当役員補
IR担当役員
佐、
同社 代表取締役副社長執行役員、監査部担当役
員補佐
当社 非常勤監査役（現）丸紅（株）特別顧問

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014073

ガバナンス

社内委員会について
コーポレート・ガバナンスを有効に機能させるため、取締役会の諮問機関として1経営諮問委員会、
また、

1経営諮問委員会
国際的な政治経済情勢および経営会議の業務執行に資することを目的に、2CSR
委員会、および3コンプライアンス委員会をそれぞれ設置しています。また、4コーポレートHSE委員会、取締役会

エネルギー情勢の展望、
コーポ

提言・助言・報告

レート・ガバナンスの強化の在り方等の諸課題について、外部

5情報セキュリティ委員会を設置しています。

有識者から取締役会に多面的かつ客観的な助言・提言をいただき、企業価値およびコーポ

経営会議

レート・ガバナンスの向上を目指すことを目的として、2012年

10月に設置。
（ 2014年3月期の開催回数：2回）

報告
経営諮問委員会の議論の様子

2CSR委員会

3コンプライアンス委員会

4コーポレートHSE委員会

5情報セキュリティ委員会

当社が社会的責任を果たし、社

当社グループとして一貫したコ

HSEマネジメントシステムに従

情報セキュリティの維持・管理

会の持続可能な発展に貢献す

ンプライアンスの取り組みを推い、労働安全衛生および環境および強化に必要な各種施策

る取り組みを推 進することを進することを目的として、2006 （ HSE）への取り組みを推進すの検討および決定を行うため目的として2012年4月に設置。 年4月に設置。コンプライアン

るために2007年10月に設 置。 2007年11月に 設 置。情 報 セ

CSRに関する基本方針、CSR推スに関わるグループの基本方

コー ポレートHSE方 針、年 度

キュリティに関する事故が発生

進に関する重要事項を策定し針や重要事項を審議し、コンプ重点目標等を策定の上、組織した場合の対応および再発防ている。
（ 2014年3月期の開催

ライアンスの実践状況を管理し横断的なHSE活動を推進して止策等も策定している。
（ 2014

回数：3 回）ている。
（ 2014 年3月期の開催いる。
（ 2014年3月期の開催回

年3月期の開催回数：3回）

回数：4回）

数：9回）

情報開示体制と株主・投資家向けの活動
当社は株主総会の活性化に向けて、招集通知の早期発送を行っています。2014年6月の第8回定時株主総会では、開催の3週間以上前の同年6月3日に招集通知を発送しました。
また、議決権行使の円滑化に向けて、インターネットによる議決権の行使・議決権電子行使プラットフォームの導入、および、当社ホームページやTDnet（適時開示情報伝達システ
ム）に英訳版含め招集通知等の関係書類を掲載しています。

IR活動について、個人投資家向けIRでは、IRフェア等の参加に加え、証券会社の支店等において、年 10回以上、会社説明会を開催しています。また、一部説明会の模様は、当社
ホームページのIRサイトにて動画配信しています。アナリスト・機関投資家向けには、決算

2014年3月期決算説明会（2014年5月12日開催）

説明会を半期ごとに開催しています。決算説明会の模様は、当社ホームページのIRサイト
にて和英それぞれ（英語は同時通訳付き）動画配信・公開しています。海外投資家向けには、毎年5回以上の頻度で欧州、北米、アジア等への海外 IRロードショーを実施している
ほか、国内外投資家が出席するカンファレンスへの参加や個別説明を実施しています。
当社ホームページのIRサイト（▶ www.inpex.co.jp/ir）では、IRツール（決算短信、決算説
明会資料、
アニュアルレポート等）をはじめ、最新のニュースリリース、業績・財務、原油価
格・為替、株価、株式などのさまざまな情報を開示しています。
個人投資家向けIRフェアの当社展示ブース（2013年8月）

074

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

経営諮問委員会について

開催状況いるところですが、これに加えて、有識者から取締役会への助言・の第1回会合を含め、これまでに合計4回開催され、各会合では2提言を行う諮問機関として2012年10月に経営諮問委員会を設〜 3時間程度の時間を設け、有識者と当社取締役との間で活発置しています。経営諮問委員会では、経営に関連する国内外の政な議論が行われています。

当社は経営の透明性向上等を目的に社外取締役5名を選任して

治経済、エネルギー情勢、CSR分野等について国内外の有識者から助言・提言をいただき、当社はそれらを経営に反映させるこ

経営諮問委員会は年2回の頻度で開催しています。2012年12月

直近1年間の議論の様子とで、企業価値やコーポレート・ガバナンスのさらなる向上を図り、 2013年12月の第3回会合および2014年6月の第4回会合では各

INPEX中長期ビジョンに掲げるグローバル企業としての責任ある経営を推進していきます。

外部委員より以下の通りプレゼンテーションが行われました。
委員

プレゼンテーションの内容

黒田 かをり 委員「CSRに関する最新の潮流」

十市 勉 委員「日本のLNG調達問題とその課題」

ケント カルダー
委員「Prospects for US-Russia Relations:
A View from Washington」

山内 昌之 委員

「中東と中国、そして日本―エネルギーとシーレーン」

プレゼンテーションの後、以下の論点を中心として委員および当社取締役との間で議論を行っています。いただいた発言・助言
出席委員
黒田 かをり 委員 ケント カルダー 委員
山内 昌之 委員 十市 勉 委員
（前列、左から）東京大学名誉教授 （財）
日本エネルギー （財）CSOネットワーク ジョンズ・ホプキンス大学教授、
経済研究所
研究顧問

当社参加者 由井 誠二（後列、左から）取締役 経営企画本部長

北村 俊昭

事務局長・理事

代表取締役社長

黒田 直樹

代表取締役会長

エドウィン・O・ライシャワー
東アジア研究センター長については、今後の当社経営に活かしていきます。
• プロジェクトの推進にあたり、人権デューディリジェンス等を実施し、地域コミュニティとの共生を図ることの重要性• 日本のエネルギー政策を踏まえたLNG販売契約の在り方をめぐる動向

椙岡 雅俊

代表取締役副会長• 米露両国内における政治力学やNATO・EU東方拡大の歴史を踏まえた
ウクライナ問題をめぐる見通し

構成委員

経営諮問委員のメンバーは、有識者4名ならびに、当社代表取締役3名および経営企画本部長から構成されています。

• シェール革命および中国の台頭によるエネルギー需給構造の長期的見通しを踏まえた米中による中東地域への関与についての展望

適時開示に係る社内体制図

6

サステイナビリティ・ガバナンス

取締役会／経営会議
開示内容付議・報告

社長

開示承認

報告

緊急の開示内容
付議・承認

情報取扱責任者

個人投資家向けIR説明会（北村社長）（2014年2月）（経営企画本部長）
機関決定に基づく開示指示（監査ユニット）

内部監査

報告

適時開示担当部（広報・IRユニット）
協議・確認

開示

東京証券取引所、
ホームページ、
報道機関など報告

各部門および各子会社

IRツール一式(国内外郵送）

当社ホームページのIRサイト（www.inpex.co.jp/ir）
にて、
ディスクロージャーポリシー、
IR活動状況等について掲載しています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014075

取締役紹介 2014 6 26（

1. 黒田 直樹

年 月

日現在）

代表取締役会長

取締役在任年数：8年

所有株式数：29,300株

昭和38年4月 通商産業省（現経済産業省）入省
資源エネルギー庁長官
平成4年6月
平成5年8月 （株）東京銀行（現（株）三菱東京UFJ銀行）顧問／
三井海上火災保険（株）（現三井住友海上火災保険（株））顧問住友商事（株）顧問
平成7年8月同社 常務取締役
平成8年6月（国際石油開発（株））
平成11年6月 インドネシア石油（株）
非常勤取締役
平成13年4月 住友商事（株）代表取締役副社長
平成16年8月 同社 特別顧問
平成16年9月 国際石油開発（株）代表取締役副社長
平成17年6月 同社 代表取締役社長（株）
平成18年4月 国際石油開発帝石ホールディングス（現当社）代表取締役社長
平成22年6月 当社 代表取締役会長（現）2. 椙岡 雅俊

取締役在任年数：8年

076

2

3

4

5

6

7 8 9 10 11

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

所有株式数：31,300株

昭和43年4月
平成6年4月
平成7年3月
平成8年3月
平成11年3月
平成14年3月
平成17年3月
平成18年4月

帝国石油（株）入社
同社 技術部長
同社 理事
同社 取締役
同社 常務取締役
同社 専務取締役
同社 代表取締役社長
国際石油開発帝石ホールディングス（株）（現当社）代表取締役
平成20年10月 当社 代表取締役 技術統括、環境保安およびコン
プライアンス担当
平成22年6月 当社 代表取締役副会長 技術統括、HSEおよびコンプライアンス担当（現）

3. 北村 俊昭

代表取締役社長

取締役在任年数：4年

1

代表取締役副会長

所有株式数：19,000株

昭和47年4月 通商産業省（現経済産業省）入省
平成14年7月 貿易経済協力局長
平成15年7月 製造産業局長
平成16年6月 通商政策局長
平成18年7月 経済産業審議官
平成19年11月 東京海上日動火災保険（株）顧問
平成20年4月 早稲田大学大学院客員教授
平成21年8月 当社 副社長執行役員
平成22年6月 当社 代表取締役社長（現）

4. 由井 誠二

取締役 副社長執行役員
所有株式数：16,600株

取締役在任年数：8年
昭和50年4月

インドネシア石油資源開発（株）（国際石油開発（株））入社
同社 ジャカルタ事務所長
同社 取締役ジャカルタ事務所長
同社 取締役探鉱第一部担当支配人兼探鉱第二部担当支配人
平成15年6月 同社 常務取締役
平成16年4月 ジャパン石油開発（株）常務取締役
平成18年3月 同社 代表取締役常務取締役
（株）
（現当社）
平成18年4月 国際石油開発帝石ホールディングス
取締役経営企画本部副本部長兼技術本部副本部長
平成19年3月 国際石油開発（株）常務取締役技術・環境保安本部長兼オセアニア・アメリカプロジェクト担当
平成19年6月 同社 常務取締役技術・環境保安本部長兼オセア
ニア・アメリカ事業本部長
平成20年10月 当社 取締役専務執行役員アジア・オセアニア・
大陸棚事業本部長
平成24年6月 当社 取締役専務執行役員経営企画本部長
平成26年6月 当社 取締役副社長執行役員経営企画本部長（現）平成11年9月
平成12年6月
平成15年3月

5. 佐野 正治

取締役 専務執行役員
所有株式数：18,400株

取締役在任年数：8年
昭和49年4月
平成12年4月
平成13年3月
平成13年3月
平成14年3月
平成17年3月
平成18年4月

帝国石油（株）入社
同社 技術企画部長
同社 理事
同社 海外本部海外事業部長
同社 取締役海外本部海外事業部長
同社 常務取締役海外・大陸棚本部長
国際石油開発帝石ホールディングス
（株）
（現当社）
取締役経営企画本部副本部長兼技術本部副本部長
平成20年10月 当社 取締役専務執行役員アメリカ・アフリカ事業本部長
平成24年6月 当社 取締役専務執行役員技術本部長（現）6. 菅谷 俊一郎

取締役在任年数：5年

取締役 常務執行役員
所有株式数：14,400株

昭和51年4月
平成9年4月
平成13年6月
平成14年6月
平成17年9月

インドネシア石油（株）（国際石油開発（株））入社
同社 開発部長
同社 取締役開発部長
同社 取締役開発部担当支配人
同社 取締役アジア事業本部長兼技術・環境保安本部本部長補佐兼アジア地域／技術・環境保安担
当支配人
平成19年6月 同社 常務取締役アジア事業本部長（現）
平成20年10月 当社 取締役常務執行役員マセラ事業本部長

取締役 常務執行役員

取締役在任年数：5年

所有株式数：13,700株

昭和51年4月 （株）
日本興業銀行（現（株）
みずほ銀行ほか）入行
平成11年6月 同行 金融法人第二部長
平成13年6月 同行 営業第二部長
平成14年4月 （株）みずほコーポレート銀行（現（株）みずほ銀行）
本店営業第九部長
平成14年12月 同行 ストラクチャリング第一部長
平成15年10月 同行 ディストリビューション第一部長
平成16年4月 同行 執行役員ディストリビューション第一部長
平成16年10月 同行 執行役員ローントレーディング部長
平成17年4月 同行 常務執行役員営業担当役員
平成20年4月 みずほ証券（株）取締役副社長
平成21年4月 同社 理事
平成21年5月 当社 顧問
平成21年6月 当社 取締役常務執行役員財務・経理本部長（現）取締役 常務執行役員

取締役在任年数：8年

所有株式数：13,700株（国際石油開発（株））入社
昭和52年4月 インドネシア石油（株）
平成14年4月 同社 経営企画部長
平成15年6月 同社 取締役経営企画部長
平成16年11月 同社 取締役経営企画部長兼広報室長
平成17年9月 同社 取締役総務・企画本部本部長補佐、経営企
画ユニットジェネラルマネージャー兼広報ユニット
ジェネラルマネージャー
平成18年4月 同社 取締役総務・企画本部本部長補佐、経営企
画ユニットジェネラルマネージャー（現当社）
平成18年4月 国際石油開発帝石ホールディングス（株）
取締役経営企画本部本部長補佐
平成18年7月 国際石油開発（株）取締役オセアニア・アメリカ
事業本部副本部長
平成20年10月 当社 取締役常務執行役員イクシス事業本部長（現）

10. 池田 隆彥

取締役在任年数：5年

取締役 常務執行役員

取締役在任年数：5年

所有株式数：23,000株（国際石油開発（株））入社
昭和52年4月 インドネシア石油（株）
平成12年6月 同社 企画渉外部長
平成15年6月 同社 取締役企画渉外部長
平成16年6月 同社 取締役中東・カスピ海地域担当支配人
平成16年10月 同社 取締役テヘラン事務所副所長
平成19年2月 同社 取締役中東プロジェクト担当支配人
平成19年4月 同社 取締役総務・企画本部本部長補佐
平成20年10月 当社 常務執行役員総務本部副本部長
平成21年6月 当社 取締役常務執行役員総務本部長
平成23年6月 当社 取締役常務執行役員総務本部長（現）、経営
企画本部長

所有株式数：20,500株

昭和53年4月
平成14年3月
平成16年3月
平成17年3月
平成18年4月

帝国石油（株）入社
同社 国内本部生産部長
同社 理事
同社 取締役
国際石油開発帝石ホールディングス（株）（現当社）
経営企画本部国内プロジェクト企画・管理ユニット
ジェネラルマネージャー
平成19年6月 帝国石油（株）常務取締役国内本部長兼新潟鉱業所長
平成20年10月 当社 取締役常務執行役員国内事業本部長
平成26年6月 当社 取締役常務執行役員天然ガス供給本部長（現）

11. 倉澤 由和

取締役在任年数：2年

9. 田中 渡取締役 常務執行役員

6

サステイナビリティ・ガバナンス

7. 村山 昌博

8. 伊藤 成也

取締役 常務執行役員
所有株式数：9,500株

昭和57年4月
平成16年2月
平成17年4月
平成17年9月

石油公団入団
国際石油開発（株）企画渉外部担当部長
同社 企画渉外部長
同社 総務・企画本部企画渉外・法務ユニットジェネ
ラルマネージャー（現当社）
平成18年4月 国際石油開発帝石ホールディングス（株）
経営企画本部海外プロジェクト、企画・管理ユニッ
トジェネラルマネージャー
平成19年6月 国際石油開発（株）執行役員総務・企画本部企画
渉外・法務ユニットジェネラルマネージャー
平成20年10月 当社 執行役員経営企画本部本部長補佐、企画渉
外・法務ユニットジェネラルマネージャー
平成23年6月 当社 常務執行役員経営企画本部副本部長
平成24年6月 当社 取締役常務執行役員新規プロジェクト開発本部長（現）

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014077

取締役および監査役
C代表取締役会長

CコH

代表取締役副会長

C

代表取締役社長

C コH情

取締役

コ H情

取締役

コ H

取締役

コ情

取締役

コ H

取締役

C コH情

取締役

コ H

取締役

コ H情

取締役

黒田 直樹

椙岡 雅俊

北村 俊昭

由井 誠二

佐野 正治

菅谷 俊一郎
村山 昌博

伊藤 成也

田中 渡

池田 隆彥

Naoki Kuroda

取締役（社外）Masatoshi Sugioka

取締役（社外）Toshiaki Kitamura（1）

取締役（社外）Seiji Yui（1）

取締役（社外）Masaharu Sano（1）

取締役（社外）Shunichiro Sugaya

（1）

常勤監査役

Masahiro Murayama （1）

若杉 和夫
香川 幸之

加藤 晴二

外池 廉太郎

岡田 康彦

髙井 義嗣

常勤監査役（社外） 戸恒 東人Kazuo Wakasugi

（2）
（4）

Yoshiyuki Kagawa

（2）
（4）

Seiji Kato

（2）
（4）

Rentaro Tonoike

（2）
（4）

Yasuhiko Okada

（2）
（4）

Yoshitsugu Takai
Haruhito Totsune

（3）
（4）

Seiya Ito（1）

常勤監査役（社外） 角谷 講治

Koji Sumiya

（3）
（4）

Wataru Tanaka（1）

監査役（社外）Hiroshi Sato

（3）
（4）

Takahiko Ikeda（1）

監査役（社外）Masaru Funai

（3）
（4）

倉澤 由和

Yoshikazu Kurasawa （1）北村 俊昭

Toshiaki Kitamura

佐藤 弘

舩井 勝

（1）執行役員を兼務 （2）会社法第2条第15号に定める社外取締役 （3）会社法第2条第16号に定める社外監査役（4）東京証券取引所が定める独立役員

執行役員
C

社長

C コH情

副社長執行役員

コ H情

専務執行役員

コ H

常務執行役員コ情

常務執行役員

コ H

常務執行役員C コH情

常務執行役員

コ H

常務執行役員コ H情

常務執行役員コ情

常務執行役員

コ H

常務執行役員

コ H

常務執行役員

コ H

常務執行役員
常務執行役員

コ

常務執行役員

コ

常務執行役員

コ H

常務執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員
執行役員

由井 誠二

佐野 正治

菅谷 俊一郎
村山 昌博

伊藤 成也

田中 渡

池田 隆彥
倉澤 由和

山本 一雄

宮本 修平

川野 憲二

金原 靖久
藤井 洋

矢嶋 慈治

山本 幸伯
平山 公也

日俣 昇

久保 孝

深澤 利彦
太田 博久
河合 肇

坂元 篤志
毛塚 有博
佐瀬 信治
栃川 哲朗

石井 義朗
大下 敏哉
橘高 公久
岩下 英樹
米澤 哲夫

中村 寛

Seiji Yui

経営企画本部長

Masaharu Sano

技術本部長

Shunichiro Sugaya

マセラ事業本部長

Masahiro Murayama

財務･経理本部長

Seiya Ito

イクシス事業本部長

Wataru Tanaka

総務本部長

Takahiko Ikeda

天然ガス供給本部長

Yoshikazu Kurasawa

新規プロジェクト開発本部長

Kazuo Yamamoto

資材･情報システム本部長

Shuhei Miyamoto

アメリカ･アフリカ事業本部長

Kenji Kawano

アジア･オセアニア･大陸棚事業本部長

Yasuhisa Kanehara

ユーラシア･中東事業本部長

Hiroshi Fujii

ユーラシア・中東事業本部副本部長

Shigeharu Yajima

営業第1部本部長

Yoshinori Yamamoto

営業第2部本部長

Kimiya Hirayama

国内事業本部長

Noboru Himata

財務･経理本部本部長補佐、財務ユニットGM

Takashi Kubo

資材・情報システム本部本部長補佐、資材・保険ユニットGM

Toshihiko Fukasawa

国内事業本部本部長補佐、業務管理ユニットGM

Hirohisa Ota

マセラ事業本部本部長補佐、技術ユニットGM

Hajime Kawai

マセラ事業本部本部長補佐、ジャカルタ事務所 バイスプレジデント、
ストラテジー アンド コーディネーション

Atsushi Sakamoto

イクシス事業本部本部長補佐、パース事務所 プロジェクトディレクター、
オンショア テクニカル コーディネーション

Arihiro Kezuka

イクシス事業本部本部長補佐、技術ユニットGM

Nobuharu Sase

営業第1本部本部長補佐、原油営業ユニットGM

Tetsuro Tochikawa

技術本部本部長補佐、技術企画ユニットＧＭ

Yoshiro Ishii

経営企画本部本部長補佐、事業企画ユニットGM

Toshiya Oshita

技術本部本部長補佐、技術基盤ユニットGM

Kimihisa Kittaka

経営企画本部本部長補佐、経営企画ユニットGM、広報・IRユニットGM

Hideki Iwashita

イクシス事業本部本部長補佐、パース事務所 ディレクター、
コマーシャル コーディネーション

Tetsuo Yonezawa

HSEユニットＧＭ

Hiroshi Nakamura

総務本部本部長補佐、人事ユニットＧＭ
GM=ジェネラルマネージャー

社内委員会メンバー（▶ 各委員会の概要はP.74参照）
経営諮問委員会

078

C CSR委員会

コ コンプライアンス委員会

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

H コーポレートHSE委員会

情 情報セキュリティ委員会

7

Financial &Corporate Information
財務・会社情報

財務・経理本部長からのメッセージ

アニュアルレポート2014の財務関係情報に関連して、2014年3月期の決算ハイライト、財政状況、及び投資計画・資金調達について一言申し上げます。
財政状況2014 年 3月末の連 結 貸 借 対 照 表は、イクシスLNGプロ
ジェクトの開発投資を中心に有形固定資産が3,672億円
増加し、その結果、総資産は4,220億円増加の4兆381億円となりました。なお、連結貸借対照表上ではオフバラン
スになっているイクシス下流事業会社（ 100%ベース、内当社出資比率は66.07%）の総資産は2014年3月末で1兆3,098億円となっています。純資産は当期純利益の計上
1,837億円や円安による為替換算調整勘定の増加1,759
億円などにより、前期末比3,251億円増加の2兆9,960億
村山 昌博
取締役

財務・経理本部長

円となりました。2014年3月末の手元活用可能資金は、合計1兆4,661億円となり、中長期ビジョンで想定する2017
年3月期までの投資に充当される待機資金として確保し2014年3月期の決算ハイライトています。なお、投資の大宗は米ドルベースとなることから、2014年3月 期 の 連 結 売 上 高 は1兆3,346億 円（前 期 比

為替予約等により手元活用可能資金のうち約1.2兆円を+9.7％）、連結当期純利益は1,837億円（前期比+0.4％）

すでに実質的に米ドル資金として保有しています。

となりました。2013年3月期に計上した一過性の権益譲渡

財務体質については、2014 年 3月末時点で自己資本比

益約500億円の剥落、原油価格（ブレント）の下落（前期比率 69.1 ％、純有利子負債 / 純使用総資本マイナス31.9%△ 2.4％）といったマイナス要因もありましたが、円安によるとなり、長期的財務目標であるそれぞれ50％以上、20％

2,120億円の増収効果や安定した生産量などにより前期比増収増益となりました。2013年3月期は、期末にかけて大当期純利益の増減要因分析

幅に円安が進行したため、外貨建借入に関わる為替評価損（億円）が発生し、営業外費用に為替差損が計上されました。外貨

主な要因• イクシス権益譲渡益の剥落（マイナス要因）• 為替差損益（プラス要因）• 有価証券売却益（プラス要因）+1,181

建資産と負債は基本的にバランスさせていますが、外貨建債券に関わる含み益が損益計算書に反映されないため、評+103

価損を計上することとなりました。
この含み益は貸借対照

△641

△266

表の純資産「その他有価証券評価差額金」に計上されてい△370ます。2014年3月期も円安が進行しましたが、保有する外貨建債券が順次償還され、円安による含み益が実現するとともに、損益計算書上でも外貨建資産と負債の為替評価損

1,830

主な要因
・販売量の減少 △605億円
・販売単価の下落 △233億円
・為替（円安）+2,120 億円

1,837

益がバランスしつつあります。
この結果、貸借対照表のみならず損益計算書ベースでも円安メリットをより多く享受でき、高水準の利益を確保することができました。
080

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

13年3月期 売上高の 売上原価
増加
の増加
純利益

探鉱費及び
探鉱関係の
引当の減少

その他
営業外
損益

その他

14年3月期純利益

主な指標の注記* EBIDAX（利払い・償却・探鉱費前利益）＝当期純利益＋少数株主損益＋法人税等調整額＋（ 1−実効税率）（支払利以下の水準を十分確保しています。今後も強固な財務基盤を維持しながら、必要な投資に備えてまいります。

投資計画・資金調達
2012年5月に策定した中長期ビジョンの投資計画「 2013
年 3月期〜2017 年 3月期の5 年間で3.5 兆円」に沿って、引き続き、将来の成長のための探鉱・開発投資等を継続してまいります。最近の円安傾向を受けて、中長期的な為替の前提を2012 年 5月時点の80円/ 米ドルから100円/ 米ドルに変更しました。
これにより円ベースでの投資額は上振れしますが、為替の影響を除いた米ドルベースの投資額
合計では大きな変更はありません。米ドルベースの投資に対し、その調達は、プロジェクトファイナンス等米ドルベースの外部借入・米ドルベースの営業キャッシュフロー・手
元資金により賄う予定です。上述の通り、手元資金の大宗は実質米ドル資金であり、今後 3 年間の米ドルベースの探鉱・開発投資等に対応するための米ドル資金手当てはほぼ完了しているため、円安に伴う追加的な資金負担の発生は見込んでおりません。
向こう３年間の投資計画と資金計画■開発投資＊

（億円）

■探鉱投資

■その他設備投資＊＊

11,250

息−受取利息）＋為替差損益＋減価償却費＋のれん償却額＋生産物回収勘定（資本支出）の回収額＋探鉱費＋探鉱事
業引当金繰入額＋生産物回収勘定引当金繰入額* 自己資本＝純資産−少数株主持分* 自己資本比率＝自己資本／総資産* 純有利子負債＝有利子負債−現金及び現金同等物−現金同等物外の定期預金−現金同等物外の譲渡性預金−国債・地方債・社債など（時価のあるもの）−長期預金* 純有利子負債／純使用総資本＝純有利子負債／（純資産＋純有利子負債）* D/Eレシオ＝有利子負債／（純資産­少数株主持分）* 株主資本利益率（ ROE）＝当期純利益／自己資本の期首と期末の平均値* 純使用総資本利益率（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首と期末の平均値* 埋蔵量：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、2007年3月期から2010年3月期まで
はDeGolyer＆MacNaughton社にて、2011年3月期からは、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・算定した数量です。
確認埋蔵量は、米国証券取引委員会（ SEC ）規則に従い評価した数量です。
推定埋蔵量は、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（石油評価技術者協会）の4 組織によって策定された Petroleum
Resources Management System 2007（ PRMS）に従い評 価した確 認 埋 蔵 量と推 定 埋 蔵 量の合 計 値から、SEC 規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量です。推定埋蔵量の一部にビチューメンの埋蔵量を含みます。但し、2007 年 3月末時点の推定埋蔵量はSPE 及びWPCが定めた指針（ 1997 SPE/WPC ）に従った数量です。予想埋蔵量は、PRMSに従い評価・算定した数量です。予想埋蔵量の一部にビチューメンの埋蔵量を含みます。
* ネット生産量：米国証券取引委員会（SEC）の規則に従った数
量で、持分法適用関連会社の持分を含みます。
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、正味経済的取分に相当する数値を示しております。2012 年 3月期より天然ガス
から原油への換算方法を変更しています。

7,940
6,500
9,900

• 手元活用可能資金（1兆4,661億円）（探鉱投資前）5,760• 外部借入（2012年12月調印のイクシス向け
プロジェクトファイナンス等）

1,050

910

300

210

550
190

2015/3

2016/32017/3* 開発投資額にはイクシス下流事業を含む**主に直江津LNG基地、国内パイプライン関連施設などへの投資

国際石油開発帝石ホールディングス株式会社は、2006 年 4月3日に、国際石油開発株式会社と帝国石油株式会社の株式移転により設立され、2008 年 10月1日、両社を吸収合併し、国際石油開発帝石株式会社に商号を変更しました。
2 国際石油開発株式会社は3月決算、帝国石油株式会社は2005
年 12月期までは12月決算となっています。
3 帝国石油株式会社の2006 年 3月期の連結財務諸表数値は、決算月変 更のため2006 年 1月1日から3月31日までの3ヵ月間となっています。なお、当該期間における1 株当たり情報及び財務指標については記載を省略しています。
4 原則、表示単位未満は四捨五入しておりますが、2006 年 3月期
以前の国際石油開発株式会社及び帝国石油株式会社の連結財
務諸表数値は、百万円未満を切り捨てています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート20147

財務・会社情報• 毎年の営業キャッシュフロー

6,820

注： 1

081

12年間の主要財務情報
2006 年 3月期以前は、国際石油開発株式会社及び連結子会社、帝国石油株式会社及び連結子会社、
2007 年 3月期以降は国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
円貨から米ドル表示への換算は、単に便宜上、2014 年 3月31日時点の換算レートである1ドル102.92円で計算しております。
百万円

2003/3
2002/12

2004/3
2003/12

2005/3
2004/12

2006/3
2005/12
2006/3

国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油¥ 201,533
73,63095,99744,931
105,536
28,69997,2707,296
70,0507,491
27,911¥
5,233¥ 218,831
78,498105,758
47,062
113,072
31,436
93,876
8,739
94,773
11,04434,781¥
6,796¥ 478,586
84,032
197,094
48,455
281,492
35,576
268,662
13,533
258,631
16,67676,493¥9,276¥ 704,234
100,716
27,718257,903
55,47312,807446,330
45,243
14,910426,650
21,077
9,470
403,539
26,122
10,216
103,476¥ 15,485¥ 6,484

国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油¥ 119,076
47,58529,869110,416
3,885
796
185,91445,188
338,747
203,986
27,27523,88257,007
41,342
254,463¥ 138,760¥ 106,952
50,16635,141
103,668
137,908754
245,295
71,691
525,298
226,280
28,894
20,661
185,410
46,101
310,991¥ 159,516¥ 238,419
45,65868,260114,220
138,631776
333,915
79,858779,227
240,513
122,91027,439209,738
44,986446,578¥ 168,086¥ 257,573
58,58665,86465,219125,418
126,497
136,757
811
1,028
512,887
108,949
115,268
972,437
293,767
308,659
179,600
28,99828,156250,236
65,23072,927542,600¥199,536¥207,574

国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油¥¥

44,464
19,955(218,121)(8,284)
151,120(5,914)54,582¥ 28,789¥ 131,206
19,225(119,956)(20,018)
9,791(5,824)
128,375¥ 22,234¥ 218,239
15,1189,872(252,399)(20,287)(4,705)
14,3507,845
5,480
114,967¥ 25,545¥ 36,175¥157,275.33※1
512.183,333※1
6.00
19,612.92※1¥
22.09¥214,163.98
543.624,000
7.50
40,255.92¥
30.22¥ 262,966.53—
646.905,500—
9.00
53,814.47¥—¥ 50.61

12.0%
(9.1)
52.9
69.1
60.9
13.9%

(13.3)%
(5.5)
52.8
69.0
43.2
10.8%

（損益状況）
売上高
売上原価
売上総利益
営業利益
法人税等及び少数株主
損益調整前当期純利益
当期純利益（財政状況）
流動資産
有形固定資産無形固定資産投資その他の資産
資産合計
流動負債
固定負債
純資産※

※2006年3月期以前の純資産は、「貸借対照表の純資産の部の表示に関する会計基準」（企業会計基準第5号）の適用による遡及修正後の金額となっております。

（キャッシュ・フロー）

営業活動によるキャッシュ・フロー
投資活動によるキャッシュ・フロー
財務活動によるキャッシュ・フロー
現金及び現金同等物の期末残高¥

51,282
15,004(40,533)(27,166)
21,237(407)
78,41423,020（ 1 株当たり情報）

1 株当たり純資産（円）
1 株当たり配当額（円）
1 株当たり当期純利益（円）

国際石油開発 ¥143,389.73※1
帝国石油
444.90国際石油開発3,333※1
帝国石油
6.00
国際石油開発15,726.17※1
帝国石油 ¥
17.11※1：2004年5月に行った株式1株を3株とする株式分割による影響を加味した遡及修正後の金額となっております。
※2：2013年10月1日に行った普通株式1株を400株とする株式分割による影響を加味した遡及修正後の金額となっております。

（財務指標）
純有利子負債／
純使用総資本（ % ）自己資本比率（ % ）D/Eレシオ（%）

082

国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油
国際石油開発帝国石油

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014(75.8)%
(2.3)
74.9
66.6
18.5
18.8%

(19.6)%
(1.0)

—

51.9
67.1

—

43.6
14.7%

—%

百万円

2007/3

2008/3

2009/3

2010/3千米ドル

2012/3

2013/3

2014/3

2014/3

943,080¥ 1,186,732¥ 1,216,533¥ 1,334,626$ 12,967,606

2011/3
国際石油開発帝石¥

969,713 ¥ 1,202,965¥ 1,076,165 ¥840,427¥

343,795

390,554

319,038

298,168

334,833

395,443426,326

490,417

4,765,031

625,918

812,411757,127542,259

608,247

791,289

790,207844,2098,202,575

559,077

714,211663,267

461,668

529,743

709,358

693,448

733,610

7,127,963

586,263

685,800

616,167

442,027

508,587

767,039

718,146

750,078

7,287,971

183,691$ 1,784,794¥

165,092¥

173,246¥

145,063¥

107,210¥474,124¥565,111¥411,110¥492,855¥

128,699¥

182,962¥

194,001¥

908,702¥ 1,106,504¥ 1,140,204$11,078,546

国際石油開発帝石¥492,932¥

219,227

254,481

297,636

358,094

379,862

383,698584,541

951,779

9,247,756

265,822265,481

253,681239,205

249,111233,318

380,156

439,179

4,267,188

648,934

722,828805,618

923,624

1,558,475

1,540,680

1,544,958

1,506,977

14,642,217

1,608,107

1,807,901

1,768,045

2,013,778

2,680,380

3,066,398

3,616,159

4,038,139

39,235,707

266,248

325,286

206,059

227,905

254,729

367,844414,977375,670

3,650,116

261,843

243,802

199,925

295,270

328,268

384,361

530,198

666,432

6,475,243¥ 1,080,016¥ 1,238,813¥ 1,362,061¥ 1,490,603¥ 2,097,383¥ 2,314,193¥ 2,670,984¥ 2,996,037$29,110,348¥¥

213,514$ 2,074,563

国際石油開発帝石¥¥

231,982¥363,995¥

230,352¥

241,373¥274,094¥

320,692

252,347(209,243)(261,767)(240,168)(251,812)(844,511)(280,864)(489,870)(395,555)(3,843,325)

13,794(45,228)(46,090)

68,937548,057

29,294137,069

48,961

475,719

189,417 ¥

222,270 ¥

162,845 ¥

216,395 ¥

182,025

117,531$ 1,141,965

※2

※2

※2

※2

¥1,367.40※2¥1,492.27※2¥1,699.10※2¥1,911.25※2
18.00※2¥249,233¥

199,859¥

国際石油開発帝石¥1,091.17¥1,227.92¥1,350.25¥1,473.87

17.50※218.75※2

20.00※2

13.75※2

15.00※2

17.50※2

17.50※2¥ 176.06※2¥ 183.78※2¥ 154.00※2¥ 113.88※2¥ 102.08※2¥ 132.84※2¥ 125.29※2¥

125.78※2$

18.57※20.17※2$

1.22※2
財務・会社情報

7
国際石油開発帝石(18.6)%(36.1)%(31.2)%(30.6)%(48.9)%(60.7)%(43.9)%(31.9)%(31.9)%

64.0

64.0

71.9

68.9

74.5

71.1

68.6

69.1

69.1

24.2%

16.8%

12.9%

17.3%

13.7%

14.6%

19.2%

20.9%

20.9%

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014083

お読みいただく前に〜当社特有の会計処理・会計方針について

契約形態ごとの会計処理
当社グループの売上高及び利益の大部分は石油・天然ガス開

損益計算書上の会計処理は以下の通りです。

発事業によるものです。石油・天然ガス開発事業では、主に生• コントラクターに配分される原油・天然ガスのうち、当社販売

産分与契約とコンセッション契約（国内における鉱業権ならびに海外におけるパーミット、ライセンスまたはリースを含む）という2 種類の契約に基づいて事業を行っております。

分を売上高として計上しております。

• コスト回収分のうち当社分の金額を、売上原価として計上しております。

1 ．生産分与契約

生産分与契約における回収対象のコスト

一社又は複数の石油・天然ガス開発会社がコントラクターとし探鉱コストて、産油国政府や国営石油会社から探鉱・開発のための作業を

探鉱投資のうち、生産分与契約の規定により回収可能なコスト

自身のコスト負担で請け負い、コストの回収分及び報酬を生産

は、すべて生産物回収勘定に計上しております。

物で受け取ることを内容とする契約です。

開発コスト生産のための設備投資などのうち、生産分与契約の規定により生産分与とコスト回収

回収可能なコストは、すべて生産物回収勘定に計上しております。

生産分与契約では、生産した原油・天然ガスを産油国政府（ま生産コスト

たは国営石油会社）と当社グループをはじめとするコントラク

生産段階において発生する操業費のうち、生産分与契約においターの間で配分します。生産物の配分比率は、生産分与契約ごて回収可能なものは、生産物回収勘定に計上しております。

とに異なります。多くの契約を締結しているインドネシアでのプ

管理費

ロジェクトにおける生産分与契約の場合は、年間の総生産量

管理費のうち、生産分与契約において回収可能なものは、生産を次の方法で配分しております。

物回収勘定に計上しております。
利息：総生産量のうち（ 1 ）「ファースト・トランシェ・ペトロリアム」
契約に基づいて定められた一定割合の生産物のことで、産借入金利息のうち、生産分与契約において回収可能なものは、生産物回収勘定に計上しております。

油国政府とコントラクターとの間で、あらかじめ決めた比率により配分されます。
：（i ）当該年度において発生した非資本支（ 2 ）「コスト回収分」
出の額及び（ii）資本支出のうち生産分与契約に基づき算定

これらのコストは「生産分与とコスト回収」
で説明した通り、資本支出、非資本支出として分類され、生産開始後コスト回収されます。

された当該年度の償却相当額の合計額で、コスト回収額算
定時の原油・天然ガス価格に基づいて原油及び天然ガスに換算され、コントラクターのみに配分されます。算定時の原
油・天然ガスの価格によってコスト回収分相当の原油・天然権益取得コストガスに換算するため、原油・天然ガスの価格が上昇すると、生産分与契約のプロジェクトの権益を取得するためのコストで「コスト回収分」を構成する原油・天然ガスの量が減少し、ある探鉱開発権は、探鉱段階の場合、発生した期に探鉱開発権

その分エクイティ分（下記参照）の量が増加します。当該年償却として営業外費用に計上しております。一方、開発段階また度の生産量がコスト回収分見合いの原油・天然ガスの量には生産段階の場合は探鉱開発権として貸借対照表に計上し、生満たなかった場合、当該年度のコスト回収分は実際の生産

産高比例法によって償却しております。通常、この権益取得コス

量により回収される金額まで減額され、その差額は翌年にトは生産分与契約におけるコスト回収可能なコストには含まれ繰り越されます。

ません。

：（ 1 ）、（ 2 ）を差し引いた結果の利益相当（ 3 ）「エクイティ分」
分の生産物であり、産油国政府とコントラクターとの間で、あらかじめ決められた比率により配分されます。

084

生産分与契約における回収対象外のコスト

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2 ．コンセッション契約

探鉱コスト
探鉱コストのうち当社分については、発生時に全額費用計上し産油国政府・国営石油会社等から契約または認可により鉱業権ております。

（日本における鉱業権並びに海外におけるパーミット、
ライセン

開発コスト

スまたはリースを含む）が石油会社に直接付与される契約です。

生産のための設備投資額のうち当社分は有形固定資産に計上

石油会社は自ら投資してそこから得られる原油・天然ガスの処し、生産開始後は、海外においては主に生産高比例法により、分権を持ち、売上からロイヤリティ、税金等の形で産油国へ還元

国内においては主に定額法により減価償却を行い、売上原価とします。

して計上しております。
生産コスト

権益取得コスト

生産段階において発生する操業費の当社分は、売上原価に計コンセッション契約のプロジェクトにおける権益取得コストで上しております。

ある鉱業権の会計処理方法は、上記の生産分与契約での会計

管理費処理と同一の方法を採用しております。

当社分の管理費は、発生時に費用計上しております。

生産分与契約の会計処理

コンセッション契約の会計処理

コスト

探鉱コスト

貸借対照表上の資産

損益計算書

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
繰入額

探鉱コスト

発生年に全額費用化

探鉱費

開発コスト

有形固定資産

売上原価（減価償却費）

生産コスト
（操業費）

発生年に全額費用化

売上原価
（操業費）

権益取得コスト

鉱業権

売上原価（減価償却費）

生産物回収勘定

開発コスト

生産コスト
（操業費）

開発・生産中のプロジェクト
生産物回収勘定

開発・生産中のプロジェクト
権益取得コスト

探鉱開発権

売上原価
（生産物回収勘定（資本支出）の回収額）
売上原価（生産物回収勘定（非資本支出）の回収額）
販売費及び
一般管理費
（減価償却費）
営業外費用（探鉱開発権償却）

重要な会計方針と会計上の見積り
当社グループは日本の会計基準に則り財務諸表を作成しておりは会計上の重要な見積りに該当します。当社グループが財務諸表の作成にあたり採用した重要な会計方針及び会計上のおける収益及び費用の金額を計上するときに、合理的な見積

重要な見積りは以下の通りです。

7

財務・会社情報ります。決算日現在の資産及び負債の金額や、当該会計期間にり、主観的判断、仮定の設定が必要な場合があります。
これらの見積り、判断、仮定は、実績と異なる場合があります。

■ 生産物回収勘定引当金

見積りの対象となる事象の不確実性が高い場合、あるいは、当社グループでは探鉱、開発、生産段階で発生するコストにつ別の合理的な見積りの使用や合理的な見積りの変更により財いて、当該生産分与契約において回収可能と定められていれ政状態や経営成績に重大な影響を及ぼす場合、これらの見積ば、生産物回収勘定として計上しております。探鉱プロジェク

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014085

トにおいては、探鉱に失敗した場合に探鉱コストを回収できず

鉱投資計画に基づき、当連結会計年度末において必要と認め損失が発生することに備え、生産物回収勘定引当金を探鉱コスられる金額を計上しております。当社グループの探鉱投資計画

トと同額引き当てております。通常、探鉱段階に生産物回収勘に基づく評価は妥当であると考えておりますが、計画の変更が定として計上した探鉱コストが回収されずに残額として残ってあった場合には将来の業績に影響を及ぼす可能性があります。

いる段階では、同引当金をそのまま貸借対照表に計上し続けます。なお、開発コストに対しても個別のプロジェクトの状況から回収できない可能性がある場合は、個別に回収可能性を勘案■ 事業損失引当金

石油・天然ガスの開発、生産及び販売事業等に係る将来発生し、引当金を計上しております。当社グループのこのような評価が見込まれる損失に備えるため、個別に事業の状況等を勘案

及び見積りは妥当であると考えておりますが、将来プロジェクト

し事業損失引当金を計上しております。当社グループはこのよの状況に変化があれば業績に影響を及ぼす可能性があります。

うな評価及び見積りは妥当であると考えておりますが、事業の■ 生産高比例法による償却ます。

において取得した海外の鉱業権及び探鉱開発権は主として生■ 繰延税金資産状況の変化によって将来の業績に影響を及ぼす可能性があり海外のコンセッション契約の生産施設ならびに開発・生産段階
産高比例法により償却しております。生産高比例法では、埋蔵当社グループは、主に探鉱投資等の評価損、未払外国税及び量に対する見積りが重要となります。当社グループの埋蔵量に減価償却費償却超過額によって発生する一時差異（繰越欠損対する見積りは妥当であると考えておりますが、埋蔵量の見積金を含む）を、繰延税金資産として計上しております。一時差異

りの変更があった場合には、当社グループの将来の業績に影のうち、将来の税金負担金額を軽減させる回収可能性が低い

響を及ぼす可能性があります。

と判断された場合は評価性引当として繰延税金資産から控除します。また、評価性引当計上の際には、外国税額控除の影響■ 資産除去債務

石油・天然ガス生産施設等について、産油国政府との石油契約を考慮に入れております。繰延税金資産の回収可能性を認識するためには、当社グループが十分な課税所得を発生させるや現地法令等に基づく当該生産施設等の撤去等の廃鉱義務

合理的な見積りが必要となります。販売価格の下落や為替相を有する場合、操業終了時に負担する費用を合理的に見積り、場の変動、生産量の減退などによって将来の課税所得が予想

資産除去債務を計上しております。当社グループの除去費用を下回るような場合は、繰延税金資産の計上について見直すの現在価値に対する見積りは妥当であると考えておりますが、必要があります。

除去費用の現在価値の見積りの変更があれば将来の業績に影響を及ぼす可能性があります。

■ 退職給付費用

当社グループは、退職給付見込額のうち、期末までに発生してい■ 探鉱会社への出資に対する引当金ると認められる金額の現在価値を退職給付債務として、
このう

当社グループは石油・天然ガス開発事業を行う企業に出資をち当期の発生額を退職給付費用として認識しております。退職

しており、当該出資に係る損失の発生に備えて、各事業会社の給付債務及び費用の算定では、割引率、退職率、予定昇給率、長純資産を基準に見積もった引当金を計上しております。当社グ期期待運用収益率などの基礎率を設定します。基礎率と実績でループはこのような評価及び見積りは妥当であると考えており差が生じたことや基礎率を変更したことにより数理計算上の差

ますが、将来の生産量や価格、為替などの実績が見積りと異な異が発生した場合は、業績に影響を与える可能性があります。

れば、業績に影響を及ぼす可能性があります。

■ 探鉱事業引当金

探鉱段階の連結子会社による探鉱事業費用に備えるため、探086

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014■ のれん

取得原価と公正価値による純資産額との差額はのれんとして、20 年を超えない期間にわたって均等償却されております。

経営陣による財政状態および経営成績の検討と分析

経営環境
2014年3月期における我が国経済は、政府の経済対策や日本銀

一方、業績に重要な影響を与えるもう一つの要因である為替行の金融緩和等を背景に、個人消費や生産活動が持ち直し、低相場ですが、2014年3月期は1米ドル94円近辺で始まりました。

迷していた雇用情勢が改善に転じるなど、緩やかな回復傾向を4月の日銀金融政策決定会合で、市場予想を上回る規模・内容

たどりました。

の「量的・質的金融緩和」が決定され、円は対米ドルで軟調に推このような事業環境の中、当社グループの業績に大きな影響移し、5月中旬には103円台後半まで弱含みました。5月下旬に、を及ぼす国際原油価格は、代表的指標のひとつであるブレント

リスク
バーナンキFRB 議長が量的緩和の縮小を示唆した際は、原油（期近もの終値ベース）
で1バレル当たり111.08米ドルから資産回避の動きから円売り持高の解消が進み、円は対米ドルで始まり、米国経済指標の低迷等で一時 97.69 米ドルまで下落し93円台後半まで買い戻される局面がありましたが、米国金利がたものの、シリア情勢の緊迫化等を受け上昇基調に転じ、8月下上昇すると、再び円売りが優勢となりました。その後暫くは方向しかし9月中旬以降は、
旬には116.61米ドルまで高騰しました。

感のない値動きが続きましたが、11月以降は米雇用統計を中心

シリアへの軍事介入が回避されると弱含みに転じ、11月初旬にに米国の景気回復が確認されたことに加え、12月のFOMCでリビアの一部油田での原は103.46 米ドルまで下落し、その後、量的緩和の縮小が決定されたことから、円はじり安推移となり、油生産の停止や各国経済指標の改善による原油需要の増加見

105円40 銭台後半まで弱含みました。年明け後は、新興国経済込みを背景に値を戻したため、12月は110 米ドル前後で推移しの先行き不安によるリスク資産回避の動きから、100 円台後半ました。年明け以降は、若干の値動きがあったものの、107.76米まで円が買い戻される局面がありましたが、影響は限定的とな

また、国内におきまして
ドルで2014 年 3月期を終えております。

り、期末公示仲値（ TTM ）は2013 年 3月期末から8 円 93 銭円安

も、原油・石油製品価格は国際原油価格の変動に追従する形でなお、当社グループ売上の期中平均の102円92銭となりました。

推移いたしました。
これらを反映して、2014 年 3月期の原油の当レートは、2013 年 3月期に比べ、17 円 52 銭円安の1 米ドル100社グループ販売平均価格は、2013年3月期に比べ、1バレル当た円20銭となりました。

り2.33米ドル下落し、107.78米ドルとなりました。

業績概況
売上高

は立方メートル当たり50円31 銭となり、2013 年 3月期に比べ32014 年 3月期の売上高は油価が下落し、原油販売量が減少し

円29銭、7.0％の上昇となっております。

たことによる減収要因があったものの、期中平均為替レートが売上高の増加額 1,181億円を要因別に分析しますと、原油及円安に推移したことが寄与して、2013年3月期の1兆2,165億円

び天然ガスの売上高に関し、販売数量の減少により605 億円のに比べ1,181億円、9.7％増の1兆3,346億円となりました。

減収、平均単価の下落により233 億円の減収、売上の平均為替

このうち原油売上高は2013年3月期の7,881億円に比べ706
億円、9.0％増の8,588億円、天然ガス売上高は2013年3月期のレートが円安となったことにより2,120 億円の増収、その他の売上高が102億円の減収となりました。

3,978億円に比べ576億円、14.5％増の4,554億円となりました。
販売数量は、原油がヴァンゴッホ油田やキタン油田の生産量減退等により2013 年 3月期に比べ 7,018 千バレル、8.1％減の

79,171 千バレルとなりました。天然ガスは、2013 年 3月期に比売上高

このうち、海外天然ガ
べ8Bcf 、2.6％増の327Bcfとなりました。

（億円）

スは、米州における販売量増加等により2013 年 3 月期に比べに比べ45百万㎥、2.6％増の1,798百万㎥、立方フィート換算で15,000米ドルとなりました。海外天然ガス売上の平均価格は千立方フィート当たり13.09米ドルとなり、2013年3月期に比べ0.34米
なお、国内天然ガスの平均価格
ドル、2.5％の下落となりました。

11,867

12,1652012

2013

10,762
9,431

9,000

8,404

は67Bcfとなっております。海外原油売上の平均価格は2013年

3月期に比べ、1バレル当たり2.33米ドル、2.1％下落し、107.78

7

13,346
12,000財務・会社情報7Bcf、2.6％増の260Bcfとなり、国内天然ガスは、2013年3月期■原油売上高 ■天然ガス売上高 ■その他

6,000

3,000

0

2009

2010

2011

2014

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014087

（百万円、％）3月31日終了の連結会計年度

売上高
原油
天然ガス
その他
売上原価
売上総利益
探鉱費
販売費及び一般管理費
減価償却費
営業利益
その他収益
受取利息
受取配当金
有価証券売却益
その他
その他費用
支払利息
持分法による投資損失
生産物回収勘定引当金繰入額
探鉱事業引当金繰入額
為替差損
その他
法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益
法人税等
少数株主損益調整前当期純利益
少数株主利益
当期純利益

2013

2014

¥1,216,533
788,135
397,766
30,632426,326
790,207
20,12553,73422,900693,448
98,666
8,735
7,832
40
82,05973,968
1,518
1,042
15,131
12,45230,056
13,769718,146529,275
188,871
5,909¥ 182,962¥1,334,626
858,754455,414
20,458490,417844,20928,20657,34525,048733,61050,735
17,462
9,228
10,32013,72534,267
2,335
5,054
8,028
1,165
4,280
13,405750,078
563,137
186,941
3,250¥ 183,691

増減

増減率¥118,093
70,61957,648(10,174)
64,09154,002
8,081
3,611
2,148
40,162(47,931)
8,727
1,396
10,280(68,334)(39,701)817
4,012(7,103)(11,287)(25,776)(364)
31,93233,862(1,930)(2,659)
¥
729

9.7%
9.0
14.5
(33.2)
15.0
6.8
40.2
6.7
9.4
5.8
(48.6)
99.9
17.8—(83.3)(53.7)
53.8
385.0(46.9)(90.6)(85.8)
(2.6)
4.4
6.4
(1.0)
(45.0)
0.4%

売上原価

販売費及び一般管理費

2014年3月期の売上原価は、主に為替が円安に推移したことに2014 年 3月期の販売費及び一般管理費は、輸送費及び人件費より、2013 年 3月期の4,263 億円に比べ641 億円、15.0％増のが増加したこと等により、2013 年 3月期の537 億円に比べ36 億

4,904億円となりました。

6.7％増の573億円となりました。
円、

探鉱費

減価償却費

2014 年 3月期の探鉱費は、主に日本や中東・アフリカ地域での2014 年 3月期の減価償却費は、ACG 油田における探鉱開発権

探鉱活動が増加したことにより、2013 年 3月期の201 億円に比の償却費の増加等により、2013年3月期の229億円に比べ21億

べ81億円、40.2％増の282億円となりました。

コンセッション契約円、9.4％増の250 億円となりました。なお、の生産施設等の減価償却費は売上原価に計上しております。
ま

売上原価

営業利益

（億円）

（億円）

4,904

5,000

3,954

4,000

3,190
3,000

8,000

4,263

6,633
6,000

7,094

6,934

2012

2013

7,336

5,297

3,348
2,982

4,617
4,000

2,000
2,000

1,000

0

0

2009

088

2010

2011

2012

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2013

2014

2009

2010

2011

2014

た、当社グループの生産分与契約の会計処理においては、有形

引当金繰入額や為替差損が減少したことによるものです。

固定資産及びその減価償却費として計上せずに、資本支出を生産物回収勘定に資産計上して、生産分与契約に基づき算定され法人税等2014 年 3月期の法人税等は、2013 年 3月期の5,293 億円に比た当該年度の回収額を売上原価に計上しております。

べ339億円、6.4％増の5,631億円となりました。なお、法人税の営業利益

ほとんどは海外で納めており、税負担率の高い地域があること

2014年3月期における営業利益は、
2013年3月期の以上の結果、に加え、日本国内で発生した費用は控除対象にならないことか

6,934億円に比べ402億円、5.8％増の7,336億円となりました。

ら、外国税額控除制度の適用はあるものの法人税等負担率が75.1％と高くなっております。
その他収益

2014年3月期のその他収益は、2013年3月期の987億円に比べ少数株主利益479 億円、48.6％減の507 億円となりました。これは、有価証券

2014 年 3月期の少数株主利益は、2013 年 3月期の59 億円に比売却益が増加したものの、権益譲渡益等が減少したことによる

べ27億円、45.0％減の33億円となりました。

ものです。
当期純利益
その他費用

以上の結果、2014 年 3月期の当期純利益は、2013 年 3月期の2014年3月期のその他費用は、2013年3月期の740億円に比べ1,830億円に比べ7億円、0.4％増の1,837億円となりました。

397 億円、53.7％減の343 億円となりました。これは、探鉱事業

財政状況
2014年3月期末の総資産は、2013年3月期末の3兆6,162億円

393億円、9.5％減の3,757億円となり、固定負債は、長期借入金

このに比べ 4,220 億円、11.7％増の4 兆 381 億円となりました。

の増加等により、2013 年 3月期末の5,302 億円に比べ1,362 億

うち流動資産は、定期預金の増加等により2013 年 3月期末の1

25.7％増の6,664億円となりました。
円、

兆1,065億円に比べ337億円、3.0％増の1兆1,402億円となり、純資産は、2013 年 3月期末の2 兆 6,710 億円に比べ3,251 億

固定資産は、建設仮勘定や生産物回収勘定、長期預金の増加

このうち株主資本円、12.2％増の2 兆 9,960 億円となりました。

2013 年 3月期末の2 兆 5,097 億円に比べ3,883 億円、等により、は、2013 年 3月期末の2 兆 3,400 億円に比べ1,578 億円、6.7％

15.5％増の2兆8,979億円となりました。

その他の包括利益累計額は、増の2 兆 4,977 億円となりました。

2013年3月期末の9,452億円に比べ969億円、
一方、
負債は、

2013年3月期末の1,413億円に比べ1,520億円の増加で2,934

10.3％増の1兆421億円となりました。
このうち流動負債は、未払億円となり、
少数株主持分は、
2013年3月期末の1,897億円に比2013年3月期末の4,150億円に比べ法人税等の減少等により、8.0％の増加で2,049億円となりました。
べ152億円、

当期純利益

総資産

（億円）

（億円）

2,000

1,830

1,837

45,00040,38140,00035,000

1,451
1,287

30,66430,0001,072

736,162

財務・会社情報

1,500

1,940

26,80425,0001,000

20,00017,68020,13815,000500

10,000
5,000
0

0

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2009

2010

2011

2012

2013

2014

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014089

投資及び資金の調達■ 石油・天然ガスプロジェクトへの投資使用した基準は、米国財務会計基準編纂書 932「採取活動 - 石油

当社グループが安定的な収益を確保するためには、絶えず新規の埋及びガス」（ Topic 932 ）が規定する基準とは異なっております。

蔵量を確保していく必要があります。以下の表は、当社が事業を行っ

当社グループが採用する会計方針とTopic 932の基準とは、以ていくうえで必要な探鉱投資、開発投資及び操業費をオペレーター

下のような相違がありますが、以下の記載項目に限定されるものが作成した利用可能なデータに基づき作成したものです。各コストの定義は以下の通りです。

• 探鉱投資には、探鉱井の掘削、地質調査、物理探査の費用が含まではありません。

- 以下の表では、
ノンオペレーターのプロジェクトの投資の場合、生産分与契約の共同勘定への送金時に投資額をコストとして計上れております。
当該プロジェクト
（鉱区）
が探鉱段階にある場合は、しておりますが、Topic 932では発生主義で計上するよう定めて

プロジェクトを行っている国で発生した人件費、事務所管理費な
どの管理費も探鉱コストに含まれております。

• 開発投資には、開発井の掘削、生産設備にかかる費用が含まれております。

- 以下の表の投資などはオペレーターからのレポートの定義に基づ
いておりますが、
この定義はTopic 932に則っていない可能性がおります。

• 操業費には、採油・ガス費、補修費、生産活動の監督費用が含まれております。
すでに生産が始まっているプロジェクト
（鉱区）
また

あります。

- Topic 932では、探鉱、開発活動に直接関係しない管理費は、探は開発プロジェクトで発生した管理費も操業コストとして計上されます。

• なお、探鉱投資及び開発投資の定義ならびに以下の表の作成に

鉱投資及び開発投資から控除するよう規定していますが、当社グループの場合、
このような管理費が探鉱投資及び開発投資から必ずしも控除されているわけではありません。

2013年3月期及び2014年3月期のセグメント別の投資額（金利相当額及び固定資産計上された資産除去債務見合いの除去費用を除く）は以下の通りとなっております。

2013 年 3月31日終了の連結会計年度

国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
探鉱投資
開発投資
小計（注 1 ）
持分法適用関連会社
探鉱投資
開発投資
小計
その他への設備投資（注 2 ）投資額合計（注 3 ）

（百万円）
ユーラシア
（欧州・NIS 諸国） 中東・アフリカ

日本

アジア・
オセアニア

¥

62
2,145
2,207

¥ 32,599
198,700
231,299¥

231
52,16352,394———
22,324¥24,531—397
397
282,374¥514,070————¥52,394

米州

合計¥12,515
29,51542,030¥ 8,577
11,964
20,541¥ 53,984
294,487
348,471

8
298
306
79
¥42,415

—
878
878
13
¥21,432

8
1,573
1,581
304,790¥654,842

注1：ジャパン石油開発株式会社の持分法適用関連会社分が含まれております。
イクシス下流事業会社（持分法適用関連会社Ichthys LNG Pty Ltd）
での
注2：その他への設備投資には、国内の天然ガス販売用パイプライン、直江津LNG基地の建設費及び、投資額のうち当社分が含まれております。
注3：2013年3月31日終了の連結会計年度における資産除去債務に対応する除去費用の新規資産計上額は2,708百万円となります。

2014 年 3月31日終了の連結会計年度

国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
探鉱投資
開発投資
小計（注 1 ）
持分法適用関連会社
探鉱投資
開発投資
小計
その他への設備投資（注 2 ）投資額合計（注 3 ）

（百万円）
ユーラシア
中東・アフリカ（欧州・NIS 諸国）

日本

アジア・
オセアニア

¥ 3,384
1,071
4,455

¥ 36,689
338,123
374,812¥107
58,80458,911———37,036¥41,491

—
1,517
1,517
388,271¥764,600

194
—
194
—
¥59,105

米州

合計¥16,590
50,041
66,631¥14,232
18,601
32,833¥ 71,002
466,640
537,642

105
11,791
11,896—¥78,527

—
1,198
1,198
—
¥34,031299
14,506
14,805425,307¥977,754

注1：ジャパン石油開発株式会社の持分法適用関連会社分が含まれております。
イクシス下流事業会社（持分法適用関連会社Ichthys LNG Pty Ltd）
での
注2：その他への設備投資には、国内の天然ガス販売用パイプライン、直江津LNG基地の建設費及び、投資額のうち当社分が含まれております。
注3：2014年3月31日終了の連結会計年度における資産除去債務に対応する除去費用の新規資産計上額は10,651百万円となります。

090

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2014 年 3月期の投資額は9,778 億円となり（持分法適用関連会社の探鉱・開発投資 148 億円を含む）、2013 年 3月期の6,548 億円に比べ3,229億円、49.3％の増加となりました。
これは、
アジア・オセアニア地域のイクシスにおける開発投資（下流事業を含む）及びWA-44-L鉱区（プレリュード）
における開発投資が増加したことによるものです。

2013年3月期及び2014年3月期のセグメント別の操業費は以下の通りとなっております。
（百万円、％）

3月31日終了の連結会計年度
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
日本

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

小計

持分法適用関連会社

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

小計
合計

2014

2013
¥

9,491

9.1%

¥ 10,286

63,851

61.2

82,719

7.5%
60.7

7,152

6.8

9,521

7.0

23,05522.1

31,921

23.4

868

0.8

1,916

1.4

104,417100.0

136,363

100.0

525

13.1

1,224

11.6

—

—

—

—

1,724

43.2

7,156

67.6

1,746

43.7

3,995
¥108,412

100.0
—%

2,199

20.8

10,579¥146,942

100.0—%■ 石油・天然ガスプロジェクトの権益取得による支出
2013年3月期及び2014年3月期の石油・天然ガスプロジェクトのセグメント別の権益取得による支出は以下の通りとなっております。権益取得
による支出には、鉱業権及び探鉱開発権の取得費用、サイン・ボーナス、新規権益取得により増加した生産物回収勘定または有形固定資産が含まれております。

（百万円、％）

3月31日終了の連結会計年度
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
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

小計

持分法適用関連会社

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

小計
合計

2014

2013
¥ 82,219

46.4%¥16,091

36.9%

1,024

0.6

913

—

—

—

2.1
—

94,08853.0

26,643

61.0

177,331100.0

43,647

100.0

—

—

—

—

—

—

—

—

42,228

100.0

—

—

—

—

—

—

42,228¥219,559

100.0
—%

—
¥43,647——%

財務・会社情報7

2014年3月期の権益取得による支出は、主にアジア・オセアニア、中東・アフリカ、米州、各地域における減少により436億円となり、2013年3月期の2,196億円に比べ1,759億円の減少となりました。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014091

■ 生産物回収勘定の分析

生産分与契約のプロジェクトでは、探鉱段階、開発段階及び生産段階で発生する作業費の当社持分がすべて生産物回収勘定に計上されます。2013年3月期及び2014年3月期の生産物回収勘定の増減の内訳は以下の通りとなっております。
（百万円）

3月31日終了の連結会計年度

2013¥ 568,318
22,044130,998
53,9195,102
54,087
107,938
27,790590,566¥ (112,871)

期首残高
加算：探鉱コスト
開発コスト
操業費
その他
減算：生産物回収勘定（資本支出）の回収額
生産物回収勘定（非資本支出）の回収額
その他
期末残高
生産物回収勘定引当金（期末残高）

2014¥ 590,566
42,086172,234
73,1799,386
67,073
129,6714,717
685,990¥ (123,484)

生産物回収勘定（非資本支出）の回収額に計上される金額は、通常操業費に計上される額よりも多くなります。
これは、操業費に加えて、発生した年度内に回収が可能な探鉱コストと開発コストの一部が、生産物回収勘定（非資本支出）の回収額に含まれているからです。

2014年3月期の探鉱コストは2013年3月期と比べ増加しました。
これは主にマセラ鉱区をはじめとするアジア・オセアニア地域における探鉱投資が増加したことによるものです。

2014年3月期の開発コストは2013年3月期と比べ増加しました。
これは主にマハカム沖鉱区、南ナトゥナ海 B鉱区及びマセラ鉱区における開発投資が増加したことによるものです。

2014年3月期の操業費は2013年3月期と比べ増加しました。
これは主にマハカム沖鉱区及び南ナトゥナ海B鉱区において操業費が増加したことによるものです。

2014年3月期のコスト回収は、2013年3月期と比べ増加しました。
これは主にマハカム沖鉱区、南ナトゥナ海B鉱区及びACG油田におけるコスト回収額が増加したことによるものです。
また、減算のその他は主に鉱区撤退に伴う生産物回収勘定の減少によるものです。

2014 年 3月期末の生産物回収勘定引当金残高は2013 年 3月期末と比べ増加しました。
これは主に、
アジア・オセアニア地域における探鉱投資により増加した生産物回収勘定に対する引当額が増加したことによるものです。

■ 資金の調達及び流動性

石油・天然ガスの探鉱・開発活動及び天然ガス供給インフラ施設等

クトでは、2014 年 3月期も持分法適用関連会社である、イクシス下の建設においては多額の資金を必要とするため、内部留保による手流事業会社を借入人として、国内外の輸出信用機関及び市中銀行

許資金のほかに、外部からも資金を調達しております。探鉱資金にからプロジェクトファイナンスの借入を行っております。

ついては手許資金及び外部からの出資により、また、開発資金及び資金の流動性については、短期の運転資金のほかに、油価の急な

天然ガス供給インフラ施設等の建設資金については手許資金及び下落に備え、
また油ガス田権益買収の際に迅速に対応するため、一借入により調達することを基本方針としております。現在、開発資金定の手厚い手許資金を保有することを基本方針としており、
これら借入については国際協力銀行及び市中銀行等からの融資を受けて手許資金は、安全性、流動性の高い金融商品で運用することを原則おり、これらの融資に関しては、独立行政法人石油天然ガス・金属鉱としています。現状の手許資金を梃子に、財務の健全性を維持しな物資源機構の保証制度を活用しております。
また、国内の天然ガス

がら事業拡大を図ることで、長期的に資本効率の向上を目指すのが供給インフラ施設等の建設資金借入については、
日本政策投資銀行

当社の戦略です。

及び市中銀行からの融資を受けております。なお、
イクシスプロジェ

092

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

■ 長期借入金の返済予定

2014年3月31日現在で計画されている長期借入金の返済予定は以下の通りとなっております。
（百万米ドル、百万円）

3月31日終了の連結会計年度

2015 年
2016 年2017 年
2018 年
2019 年
2020 年以降

合計

負債の通貨
米ドル

$ 116.2
154.6
258.6
258.6
458.6
3,408.7$4,655.3

円

換算額

5,672
7,831
34,102
9,149
8,730
34,697¥100,181¥ 17,627
23,74460,71935,76555,931
385,515¥579,301¥■ キャッシュ・フローの状況

2013年3月期及び2014年3月期のキャッシュ・フローの状況は以下の通りとなっております。
（百万円）

3月31日終了の連結会計年度

2013¥ 252,347(489,870)
137,069¥ 199,859

営業活動によるキャッシュ・フロー
投資活動によるキャッシュ・フロー
財務活動によるキャッシュ・フロー
現金及び現金同等物の期末残高

2014¥ 213,514(395,555)
48,961¥ 117,531

営業活動によるキャッシュ・フロー

財務活動によるキャッシュ・フロー

2014年3月期の営業活動の結果得られた現金は2,135億円となり、2014 年 3月期の財務活動の結果得られた現金は490 億円となり、2013 年 3月期の2,523 億円に比べ388 億円の減少となりました。こ2013 年 3月期の1,371 億円に比べ881 億円の減少となりました。これは、法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益は増加したもれは、長期借入れによる収入や少数株主からの払込みによる収入がのの、法人税等の支払額や生産物回収勘定（非資本支出）が増加し減少したことによるものです。

たことによるものです。

投資活動によるキャッシュ・フロー

2014年3月期の投資活動の結果使用した現金は3,956億円となり、2013 年 3月期の4,899 億円に比べ943 億円の減少となりました。これは、有形固定資産の取得による支出は増加したものの、権益取得
による支出や長期貸付けによる支出が減少したことによるものです。

2015 年 3月期の業績見通し（ 2014 年 8月6日公表）
ことなどの要因により減収の見込みとなっており、営業利益・法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益・当期純利益につきまして

利益は、2014 年 3月期に比べ986 億円、13.4％減益の6,350 億円、も、探鉱費の増加等によりいずれも減益となる見込みです。

法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益は、2014年3月期になお上記見通しは、油価（ブレント）
は、通期平均で１バレル当たり

比べ491 億円、6.5％減益の7,010 億円、当期純利益では、2014 年

106.2 米ドル、為替レートは、年度を通じて１米ドル100.5円として3月期に比べ57億円、3.1％減益の1,780億円となる見込みです。売

算出しております。

7

財務・会社情報2015 年 3月期の見通しにつきましては、売上高では、2014 年 3月期に比べ186 億円、1.4％減収の1 兆 3,160 億円を見込んでおり、営業

上高については、油価想定を2014 年 3月期に対し油価安としている

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014093

連結貸借対照表
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
2014 年 3月31日現在

千米ドル（注 3 ）

百万円

＜資産＞

2013

2014

2014

¥ 199,859¥ 117,531$ 1,141,965

284,469

555,948

5,401,749

117,412110,396

1,072,639

281,129

177,709

1,726,671

15,40925,485

247,619

10,111

7,745

75,252

94,333

121,121

1,176,846

流動資産

現金及び現金同等物

定期預金（注 12 ）

受取手形及び売掛金（注 4 ）
有価証券（注 4 及び5 ）

たな卸資産

繰延税金資産（注 7 ）
未収入金（注 4 ）

その他

118,701

41,913

407,239

貸倒引当金(14,919)(17,644)(171,434)

流動資産合計

1,106,504

1,140,204

11,078,546

240,218

294,6212,862,621

有形固定資産建物及び構築物（注 6 ）坑井（注 6 ）247,173

264,4392,569,365

機械装置及び運搬具（注 6 ）305,836

356,157

3,460,523

19,56019,737

191,770

建設仮勘定

359,430

626,520

6,087,447

土地その他

19,067

29,050282,258

1,191,284

1,590,524

15,453,984

減価償却累計額(606,743)(638,745)(6,206,228)

有形固定資産合計

584,541

951,779

9,247,756

無形固定資産のれん（注 16 ）
探鉱開発権
鉱業権

その他

無形固定資産合計

87,841

81,080787,796

118,869

125,622

1,220,579

167,179

221,4112,151,292

6,267

11,066

107,521

380,156

439,179

4,267,188

投資その他の資産生産物回収勘定

590,566

685,990

6,665,274

生産物回収勘定引当金(112,871)(123,484)(1,199,806)

477,695

562,506

5,465,468

投資有価証券（注 4 、5 及び6 ）

673,129

476,4074,628,906

7,264

33,092

321,531

長期預金（注 12 ）287,273

364,1033,537,728

長期貸付金

繰延税金資産（注 7 ）40,076

13,822

134,299

その他（注 6 ）65,434

61,159594,238

(794)

(885)

(8,599)探鉱投資引当金(5,119)(3,227)(31,354)1,544,958

1,506,977

14,642,217

2,509,655

2,897,935

28,157,161¥3,616,159¥4,038,139$39,235,707

貸倒引当金

投資その他の資産合計
固定資産合計
資産合計

連結財務諸表の注記を参照。

094

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

千米ドル（注 3 ）

百万円＜負債及び純資産＞

2014

2013

2014

流動負債

支払手形及び買掛金

短期借入金及び1年以内返済予定の長期借入金（注 4 、6 及び12 ）¥41,402¥

46,811$454,829

8,561

21,954

213,311

未払法人税等（注 7 ）152,681

91,198886,106

未払金（注 6 ）133,233

131,905

1,281,626

探鉱事業引当金

26,857

9,817

95,385

役員賞与引当金

127

111

1,079

資産除去債務（注 15 ）

3,813

2,353

22,862

その他（注 7 ）48,30371,521

694,918

流動負債合計414,977375,670

3,650,116

固定負債

長期借入金（注 4 、6 、11 及び12 ）466,909561,674

5,457,384

繰延税金負債（注 7 ）34,98854,960534,007

退職給付引当金（注 14 ）

8,580

—

—

事業損失引当金

3,705

6,978

67,800特別修繕引当金

278

234

2,274

退職給付に係る負債（注 14 ）

—

7,793

75,719

資産除去債務（注 15 ）

13,582

25,954

252,177

その他（注 6 ）

2,156

8,839

85,882

固定負債合計530,198

666,432

6,475,243

負債合計

945,175

1,042,102

10,125,359

290,810

290,8102,825,593

資本剰余金679,288679,288

6,600,155

利益剰余金

1,375,107

1,532,876

14,893,859(5,248)(5,248)(50,991)

2,339,957

2,497,726

24,268,616

純資産（注 9 ）資本金2013 ̶
9,000,001 株2014 ̶ 3,600,000,001 株
発行済株式の総数： 2013 ̶
3,655,810 株
2014 ̶ 1,462,323,601 株
授権株式の総数：

自己株式：2013 ̶
4,916 株2014 ̶ 1,966,400 株
株主資本合計34,742

44,737434,677

繰延ヘッジ損益（注 11 ）16,244(17,579)(170,802)

為替換算調整勘定

90,350266,225

2,586,718

その他の包括利益累計額合計

141,336

293,383

2,850,593

少数株主持分

189,691

204,928

1,991,139

2,670,984

2,996,037

29,110,348¥3,616,159¥4,038,139$39,235,707

純資産合計

7

財務・会社情報

その他有価証券評価差額金

偶発債務（注 18 ）
負債及び純資産合計

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014095

連結損益計算書及び連結包括利益計算書
連結損益計算書

国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
2014 年 3月31日終了の連結会計年度
千米ドル（注 3 ）

百万円

売上高
売上原価
売上総利益
探鉱費
販売費及び一般管理費（注 13 、14 及び16 ）
減価償却費
営業利益
その他収益
受取利息
受取配当金
有価証券売却益
その他
その他収益合計
その他費用支払利息
持分法による投資損失
生産物回収勘定引当金繰入額
探鉱事業引当金繰入額
為替差損
その他
その他費用合計
法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益
法人税等（注 7 ）
法人税、住民税及び事業税
法人税等調整額
法人税等合計少数株主損益調整前当期純利益
少数株主利益
当期純利益

096

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

2013

2014

2014

¥1,216,533
426,326
790,207
20,12553,73422,900693,448¥1,334,626
490,417844,20928,20657,34525,048733,610$12,967,606
4,765,031
8,202,575
274,058
557,180
243,374
7,127,963

8,735
7,832
40
82,05998,666

17,462
9,228
10,32013,72550,735

169,666
89,662100,272
133,356
492,956

1,518
1,042
15,131
12,45230,056
13,76973,968718,146

2,335
5,054
8,028
1,165
4,280
13,40534,267750,078

22,68849,10678,002
11,31941,586130,247
332,948
7,287,971

539,208(9,933)529,275
188,871
5,909¥ 182,962

514,016
49,121
563,137
186,941
3,250¥ 183,691

4,994,326
477,273
5,471,599
1,816,372
31,578$ 1,784,794

連結包括利益計算書

国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
2014 年 3月31日終了の連結会計年度
千米ドル( 注 3)

百万円

少数株主損益調整前当期純利益
その他の包括利益
その他有価証券評価差額金
繰延ヘッジ損益
為替換算調整勘定
持分法適用会社に対する持分相当額
その他の包括利益合計（注 8 ）
包括利益（注 8 ）（内訳）
親会社株主に係る包括利益
少数株主に係る包括利益

2013

2014

2014

¥188,871¥186,941$1,816,372

27,787
16,769105,692(1,577)
148,671
337,542

9,982(20,888)
176,311(6,674)
158,731345,672

96,988(202,954)
1,713,088(64,847)
1,542,275
3,358,647

329,422¥ 8,120

335,737¥ 9,935

3,262,116$ 96,531

連結財務諸表の注記を参照。

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014097

連結株主資本等変動計算書
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社

百万円
株主資本

2013 年 3月31日終了の連結会計年度

2012 年 4月1日残高

資本金

資本剰余金

利益剰余金

自己株式

株主資本合計¥290,810¥679,288¥1,219,527¥(5,248)¥2,184,377

剰余金の配当——(27,382)—(27,382)

当期純利益

—

—

182,962—

182,962

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）

—

—

—

—

—

連結会計年度中の変動額合計——

155,580—

155,580¥290,810¥679,288¥1,375,107¥(5,248)¥2,339,957

2013 年 3月31日残高

百万円
その他の包括利益累計額

2013 年 3月31日終了の連結会計年度

2012 年 4月1日残高

098

その他
有価証券
評価差額金

繰延
ヘッジ損益

その他の
包括利益

為替換算
調整勘定

累計額合計

少数株主持分

純資産合計¥ 6,953¥ 4,118¥(16,196)¥ (5,125)¥134,941¥2,314,193

剰余金の配当

—

—

—

—

—

(27,382)

当期純利益

—

—

—

—

—

182,962

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）

27,78912,126

106,546

146,461

54,750201,211

連結会計年度中の変動額合計

27,78912,126

106,546

146,461

54,750356,791

2013 年 3月31日残高¥34,742¥16,244¥ 90,350¥141,336¥189,691¥2,670,984

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

百万円
株主資本

2014 年 3月31日終了の連結会計年度

2013 年 4月1日残高

剰余金の配当
当期純利益

資本金

利益剰余金

自己株式

株主資本合計¥290,810——¥679,288——¥1,375,107(25,922)
183,691¥(5,248)——¥2,339,957(25,922)
183,691

—

—

—

—

—

—
¥290,810—¥679,288

157,769¥1,532,876—¥(5,248)

157,769¥2,497,726

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）

連結会計年度中の変動額合計
2014 年 3月31日残高

資本剰余金

百万円
その他の包括利益累計額

2014 年 3月31日終了の連結会計年度

2013 年 4月1日残高

剰余金の配当当期純利益

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）
連結会計年度中の変動額合計

2014 年 3月31日残高

その他
有価証券
評価差額金

繰延
ヘッジ損益

その他の
包括利益

為替換算
調整勘定

累計額合計

少数株主持分

純資産合計¥34,742——¥ 16,244——¥ 90,350——¥141,336——¥189,691——¥2,670,984(25,922)
183,691

9,995(33,823)

175,875

152,047

15,237167,284

9,995(33,823)

175,875

152,047

15,237325,053¥44,737¥(17,579)¥266,225¥293,383¥204,928¥2,996,037

千米ドル（注 3 ）
株主資本2014 年 3月31日終了の連結会計年度

2013 年 4月1日残高

剰余金の配当
当期純利益

資本金

利益剰余金

自己株式

株主資本合計$2,825,593——$6,600,155——$13,360,931(251,866)
1,784,794$(50,991)——$22,735,688(251,866)
1,784,794

—

—

—

—

—

—
$2,825,593—$6,600,155

1,532,928$14,893,859—$(50,991)

1,532,928$24,268,616

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）

連結会計年度中の変動額合計
2014 年 3月31日残高

資本剰余金

千米ドル
（注 3 ）
その他の包括利益累計額

2014 年 3月31日終了の連結会計年度

2013 年 4月1日残高

株主資本以外の項目の連結会計年度中のその他変動額（純額）
連結会計年度中の変動額合計

2014 年 3月31日残高

繰延
ヘッジ損益

為替換算
調整勘定

その他の
包括利益
累計額合計

少数株主持分

純資産合計$337,563——$ 157,832——$ 877,866——$1,373,261——$1,843,092——$25,952,041(251,866)
1,784,794

97,114(328,634)

1,708,852

1,477,332

148,047

1,625,379

97,114(328,634)

1,708,852

1,477,332

148,047

3,158,307$434,677$(170,802)$2,586,718$2,850,593$1,991,139$29,110,348

7

財務・会社情報

剰余金の配当
当期純利益

その他
有価証券
評価差額金

連結財務諸表の注記を参照。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014099

連結キャッシュ・フロー計算書
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社
2014 年 3月31日終了の連結会計年度

千米ドル（注 3 ）

百万円

2013

2014

2014

¥ 718,146¥ 750,078$ 7,287,971

減価償却費

51,91650,917494,724

のれん償却額

6,761

6,761

65,692

生産物回収勘定引当金の増加額（減少額）

16,354

14,883

144,608

探鉱事業引当金の増加額（減少額）

21,132(17,318)(168,267)

退職給付引当金の増加額（減少額）

2,285

—

—

その他の引当金の増加額（減少額）

5,547

5,024

48,815—(777)(7,550)(16,567)(26,691)(259,337)

支払利息

1,518

2,335

22,688

為替差損（益）16,33014,105137,048

営業活動によるキャッシュ・フロー

法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益

退職給付に係る負債の増加額（減少額）
受取利息及び受取配当金

持分法による投資損失（利益）

1,041

5,053

49,096

生産物回収勘定（資本支出）の回収額

54,087

67,073651,700

生産物回収勘定（非資本支出）の増加額(21,079)(60,491)(587,748)

売上債権の減少額（増加額）

2,795

6,277

60,989たな卸資産の減少額（増加額）(3,232)(10,014)(97,299)

仕入債務の増加額（減少額）

11,0305,413

52,594

未収入金の減少額（増加額）

4,910(35,288)(342,868)

未払金の増加額（減少額）(900)(18,142)(176,273)

前受金の増加額（減少額）(24,636)

2,168

21,065

その他(72,531)(5,247)(50,981)774,907756,119

7,346,667

利息及び配当金の受取額

19,652

26,932

261,679

利息の支払額(1,344)(2,381)(23,134)

小計

法人税等の支払額
営業活動によるキャッシュ・フロー

100

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014(540,868)(567,156)(5,510,649)¥ 252,347¥ 213,514$ 2,074,563

千米ドル（注 3 ）

百万円

2013

2014

2014

定期預金の預入による支出¥(299,460)¥(211,332)$(2,053,362)

定期預金の払戻による収入

134,162276,248

2,684,104

長期預金の預入による支出(252,082)(484,081)(4,703,469)

投資活動によるキャッシュ・フロー

長期預金の払戻による収入

5,000

130,757

1,270,472

有形固定資産の取得による支出(189,153)(323,651)(3,144,685)

有形固定資産の売却による収入

116

677

6,578

無形固定資産の取得による支出(4,256)(6,171)(59,959)

有価証券の取得による支出(17,710)——

有価証券の売却及び償還による収入

366,633

285,452

2,773,533

投資有価証券の取得による支出(90,831)(24,637)(239,380)

投資有価証券の売却及び償還による収入

70,90262,433606,617

生産物回収勘定（資本支出）の支出(82,696)(104,073)(1,011,203)(85)(4,187)(40,682)(141,222)(37,158)(361,038)

短期貸付金の減少額（増加額）
長期貸付けによる支出
長期貸付金の回収による収入

119,238

75,464

733,230

権益取得による支出(176,232)(42,734)(415,216)

その他
投資活動によるキャッシュ・フロー

67,806

11,438111,135(489,870)(395,555)(3,843,325)

財務活動によるキャッシュ・フロー

短期借入金の純増加額（減少額）

長期借入れによる収入
長期借入金の返済による支出

991

2,691

26,146

121,572

74,742726,215(4,682)(7,760)(75,398)

少数株主からの払込みによる収入

55,852

10,28999,971

配当金の支払額(27,385)(25,935)(251,992)

少数株主への配当金の支払額(4,992)(4,992)(48,504)

その他(4,287)

(74)

(719)

137,069

48,961

475,719

財務活動によるキャッシュ・フロー
現金及び現金同等物に係る換算差額

51,49850,752

493,121

現金及び現金同等物の増加額（減少額）(48,956)(82,328)(799,922)

現金及び現金同等物の期首残高

249,233

199,859

1,941,887

新規連結に伴う現金及び現金同等物の増加額

440

—

—

連結除外に伴う現金及び現金同等物の減少額

(858)

—

—

¥ 199,859¥ 117,531$ 1,141,965

現金及び現金同等物の期末残高
連結財務諸表の注記を参照。

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014101

連結財務諸表の注記
国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社

1. 作成の基礎
国際石油開発帝石株式会社（以下、「当社」といいます。）
は石油・天然ガスの探鉱、開発及び生産を主たる事業としております。
当社及び国内子会社は日本で一般に公正妥当と認められる会計原則に従って会計帳簿及び財務諸表を作成しております。
在外子会社の財務諸表が国際財務報告基準または米国会計基準に準拠して作成されている場合には、連結決算手続上利用しております。
ただし、重要性がある場合には、当期純利益が適切に計上されるよう修正しなければならない項目があります。
添付の連結財務諸表は日本で一般に公正妥当と認められる会計原則（それは国際財務報告基準または米国会計基準とは重要な不一致がある場合があります）
に従っており、
日本の金融商品取引法の要求に従い当社が作成した連結財務諸表から編集しております。
当社は、当年度の表示に合わせ過年度の表示を一部組替再表示しております。

2. 重要な会計方針の要約（ a ）連結の基本方針及び関連会社投資の会計処理

添付の連結財務諸表は、当社及び当社が直接または間接的に支配している会社の勘定を含んでおります。
当社が財務及び営業の方針に影響力を行使している会社は持分法により連結財務諸表に含めております。連結会
社間の重要な債権債務、取引高は連結上消去されております。
なお、一部の会社は連結財務諸表に重要な影響を及ぼしていないため、連結または持分法適用の範囲から除いております。
決算日が連結決算日と異なる連結子会社のうち、サウル石油㈱、インペックスマセラアラフラ海石油㈱等48社は決算日が12月31日であり、決算日現在の財務諸表を使用しております。
ただし、連結決算日との間に生じた重要な取引については、連結上必要な調整を行っております。
また、
ジャパン石油開発㈱、インペックス南西カスピ海石油㈱、インペックス北
カスピ海石油㈱、INPEX Holdings Australia Pty Ltd、INPEX Ichthys
Pty Ltd等12社は、決算日が12月31日ですが、連結決算日現在で決算を行っております。
取得原価と公正価値による純資産額との差額はのれんとして、20年を超えない期間にわたって均等償却されております。

（ b ）現金同等物
取得日から3ヵ月以内に償還期限の到来する流動性の高いすべての投資を現金同等物とみなしており、預入時点から満期日までが3ヵ月以内の短期定期預金を含んでおります。

（ c ）外貨換算

外貨建金銭債権債務は、貸借対照表日の為替相場により円貨に換算しております。外貨建収益及び費用は当該取引発生時の為替相場により円貨に換算しております。換算差損益は損益として処理しております。
在外子会社等の資産及び負債は、貸借対照表日の為替相場により円貨に換算しており、収益及び費用は期中平均相場により円貨に換算し、純資産の部の構成項目は取得時の為替相場により円貨に換算しております。
換算差額は、純資産の部の為替換算調整勘定及び少数株主持分に含めて計上しております。

（ d ）有価証券

有価証券は通常、売買目的、満期保有目的、またはその他有価証券の3種類に分類されますが、当社及び連結子会社が保有する有価証券はすべて
その他有価証券に分類しております。
その他有価証券のうち市場性のある有価証券は公正価値で評価し、未実現損益の変動は、主として適用される
税額控除後の金額で純資産額に直接含めております。
その他有価証券のうち市場性のない有価証券は移動平均法による原価法により評価しております。売却された有価証券の原価は移動平均法により決定しております。

（ e ）デリバティブ

デリバティブは公正価値で評価しております。

102

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014（ f ）たな卸資産

海外のたな卸資産は主として総平均法による原価法（貸借対照表価額は収益性の低下に基づく簿価切下げの方法）、国内のたな卸資産は主として移動平均法による原価法（貸借対照表価額は収益性の低下に基づく簿価切下げの方法）によって評価しております。

（ g ）貸倒引当金

債権の貸倒れによる損失に備えるため、一般債権については貸倒実績率
により、貸倒懸念債権等特定の債権については個別に回収可能性を勘案し、回収不能見込額を計上しております。

（ h ）生産物回収勘定及び生産物回収勘定引当金

生産分与契約に基づき投下した作業費を計上しております。生産開始後、同契約に基づき生産物（原油及び天然ガス）
をもって投下作業費を回収しております。
これらの投下作業費は原油及び天然ガスが商業生産に至った場合のみ回収可能であるため、商業生産可能な原油及び天然ガスの発見に至らなかった場合に生ずる探鉱プロジェクトの探鉱投資の損失等に備えるため、生産物回収勘定引当金を計上しております。
なお、開発投資に対しても個別のプロジェクトの状況から回収できない可能性がある場合は、個別に回収可能性を勘案し、引当金を計上しております。

（ i ）探鉱投資引当金

資源探鉱投資法人等の株式等の損失に備えるため、投資先各社の資産状態を検討のうえ計上しております。

（ j ）有形固定資産（リース資産を除く）

海外の鉱業用資産の償却は主として生産高比例法によっております。
その他は主として定額法によって償却しております。
なお、耐用年数は資産の種類ごとの見積り耐用年数に基づいております。

（ k ）無形固定資産（リース資産を除く）

探鉱開発権の償却は、探鉱段階のものについては支出のあった連結会計
年度において一括償却、生産段階のものについては生産高比例法によって償却しております。
鉱業権の償却は、主として生産高比例法によっております。
その他の無形固定資産は主として定額法によって償却しております。
に自社利用のソフトウェアについては社内における利用可能期間（5年）基づく定額法を採用しております。

（ l ） リース資産

所有権移転外ファイナンス・リース取引に係るリース資産は、
リース期間を耐用年数とし、残存価額を零とする定額法によって償却しております。

（ m ）探鉱事業引当金

探鉱段階の連結子会社による探鉱事業費用に備えるため、探鉱投資計画に基づき、当連結会計年度末において必要と認められる金額を計上しております。

（ n ）役員賞与引当金

役員に対する賞与の支出に備えるため、支給見込額に基づき計上しております。

（ o ）事業損失引当金

石油・天然ガスの開発、生産及び販売事業等に係る損失に備えるため、個別に事業の状況等を勘案し計上しております。

（ p ）特別修繕引当金

一部の連結子会社において、油槽設備等の定期修繕費用の支出に備える
ため、次回修繕見積額を次回修繕までの期間に配分して計上しております。

（ q ）退職給付に係る会計処理の方法（退職給付見込額の期間帰属方法）
退職給付債務の算定に当たり、退職給付見込額を当連結会計年度末までの期間に帰属させる方法については、
期間定額基準によっております。
なお、一部の連結子会社は小規模企業に該当するため退職給付債務の計算は簡便法（自己都合要支給額）
によっております。
（数理計算上の差異の費用処理方法）
数理計算上の差異は発生年度に全額を費用処理しております。

（ r ）資産除去債務

石油・天然ガス生産施設等について、産油国政府との石油契約や現地法
令等に基づく当該生産施設等の撤去等の廃鉱義務を有する場合、操業終了時に負担する費用を合理的に見積り、資産除去債務を計上しております。

（ s ）ヘッジ会計

繰延ヘッジ処理によっております。なお、振当処理の要件を満たしている
為替予約については振当処理を、特例処理の要件を満たしている金利ス
ワップについては特例処理を採用しております。
また、
デリバティブ取引の限度額を実需の範囲とする方針であり、投機目的によるデリバティブ取引は行わないこととしております。

（ t ）研究開発費

研究開発費は発生時に費用として処理しております。

（ u ）法人税等

資産及び負債の財務報告上の金額と税務上の評価額との差額について繰
延税金資産及び負債が決定されており、それらは当該差額が解消すると期待される時点で適用される税率と税法を用いて計算しております。

（ v ）新たな会計基準の適用「退職給付に関する会計基準」（企業会計基準第26号 平成24年5月17日。以下「退職給付会計基準」という。）及び「退職給付に関する会計基準の適用指針」（企業会計基準適用指針第25号 平成24年5月17日。以下「退職給付適用指針」という。）
を、2014 年 3月31日終了の連結会計年度より適用し（ただし、退職給付会計基準第35項本文及び退職給付適用指針第67項本文に掲げられた定めを除く。）、退職給付債務から年金資産の額を控除した額を退職給付に係る負債として計上する方法に変更しました。
2014年3月31日現在において、退職給付に係る負債が7,793
この結果、
百万円
（75,719千米ドル）計上されております。
なお、
当社は、数理計算上の差異を発生年度に全額を費用処理しているため、その他の包括利益累計額に与える影響はありません。

（ w ）未適用の会計基準

・「退職給付に関する会計基準」（企業会計基準第26号 平成24年5月17日）
・「退職給付に関する会計基準の適用指針」（企業会計基準適用指針第25号 平成24年5月17日）（概要）
本会計基準等は、財務報告を改善する観点及び国際的な動向を踏まえ、未認識数理計算上の差異及び未認識過去勤務費用の処理方法、退職給付債務及び勤務費用の計算方法並びに開示の拡充を中心に改正されたものです。
（適用予定日）
退職給付債務及び勤務費用の計算方法の改正については、2015年3月31日終了の連結会計年度の期首より適用予定です。
（当該会計基準等の適用による影響）
当該会計基準を適用することによる2015年3月31日終了の連結会計年度の営業利益、法人税等及び少数株主損益調整前当期純利益に与える影響は軽微です。

・「企業結合に関する会計基準」（企業会計基準第21号 平成25年9月13日）
・「連結財務諸表に関する会計基準」（企業会計基準第22号 平成25年9月13日）
・「事業分離等に関する会計基準」（企業会計基準第7号 平成25年9月13日）
・「１株当たり当期純利益に関する会計基準」（企業会計基準第2号 平成
25年9月13日）
・「企業結合会計基準及び事業分離等会計基準に関する適用指針」（企業会計基準適用指針第10号 平成25年9月13日）
・「１株当たり当期純利益に関する会計基準の適用指針」（企業会計基準
適用指針第4号 平成25年9月13日）（概要）
本会計基準等は、①子会社株式の追加取得等において支配が継続している場合の子会社に対する親会社の持分変動の取扱い、②取得関連費用の取扱い、③当期純利益の表示及び少数株主持分から非支配株主持分への変更、④暫定的な会計処理の取扱いを中心に改正されたものです。
（適用予定日）2016年3月31日終了の連結会計年度の期首より適用予定です。なお、暫定的な会計処理の取扱いについては、2016年3月31日終了の連結会計年
度の期首以後実施される企業結合から適用予定です。
（当該会計基準等の適用による影響）
影響額は、
当連結財務諸表の作成時において評価中です。

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

103

3. 米ドル表示の金額
円貨から米ドル表示への換算は、単に便宜上、2014年3月31日の換算レートである1米ドル102円92銭で計算しております。
これらの金額の記載は、円金額がこのレートあるいはほかのレートで米ドルに換金、実現あるいは決済された、またはされうるということを意味しているものではありません。

4. 金融商品の状況に関する事項（ a ）金融商品に対する取組方針

当社グループは、石油・天然ガス開発資金及び天然ガス供給インフラ施設
等建設資金を、手許資金及び銀行借入により調達することを基本方針としております。現在、開発資金借入については国際協力銀行及び市中銀行等から融資を受けており、
これら融資に関しては、独立行政法人石油天然ガ
ス・金属鉱物資源機構の保証制度を利用しております。
また、国内の天然
ガス供給インフラ施設等建設資金については、
日本政策投資銀行及び市中銀行からの融資を受けております。借入金は変動金利を基本としておりますが、個別プロジェクトの状況に合わせて、固定金利の借入も行っております。
当社グループは、資金運用については、
安全性・流動性に十分配慮し、預金や国債を中心に運用を行っております。
デリバティブは、予定取引や保有
資産のリスクを管理するために限定的に利用しており、投機的な取引は行わない方針であります。

（ b ）金融商品の内容及びそのリスク並びにリスク管理体制（営業債権等にかかる信用リスク）営業債権である受取手形及び売掛金並びに未収入金は、
主に原油・天然ガスの販売によるもので、主な取引先は、
国営石油会社や大手石油会社等となっております。
信用リスクに晒されている取引先については、
営業管理
細則及び与信管理細則に従い、取引先の状況を適時に把握し、取引相手の財務状況等の悪化等による回収懸念の早期把握や軽減を図っております。

（有価証券にかかる市場価格変動リスク）

保有する有価証券・投資有価証券で、市場価格の変動リスクに晒されているものについては、時価が定期的に経営会議にて報告されております。
な
お、株式については、主に当社が中長期的に安定した業務を遂行することを目的に、より緊密かつ円滑な関係を築くために保有している取引先等の株式となっておりますが、一部銘柄については投資目的として保有しております。
また、債券については中長期の資金支出見込みや市場価格変動リ
スクを考慮し、償還期間の短い債券を中心に保有しております。

104

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014（借入金にかかる金利変動リスク）

借入金は主に石油・天然ガス開発資金及び国内の天然ガス供給インフラ
施設等建設資金に係る資金調達であり、借入期間は対象事業の資金見通し及び対象設備の償却期間等を勘案して決定しております。変動金利の借入金は、金利の変動リスクに晒されていますが、借入時及び年に一度、金利変動による影響を分析し、必要に応じて固定金利での借入や金利ス
ワップによる支払利息の固定化を行っております。

（外貨建資産・負債にかかる為替変動リスク）

当社グループの事業地域の多くは海外であるため、現預金及び売掛債権
等の外貨建資産や、海外プロジェクトの必要資金の借入等の外貨建負債を多額に保有していることから、為替変動リスクに晒されております。外貨
円高時には外貨建資産で為替差損、外建資産・負債の期末円換算により、
貨建負債で為替差益が生じる一方、円安時には外貨建資産で為替差益、
外貨建負債で為替差損が生じます。
このため、外貨建資産・負債のバランスを取り、為替変動リスクを低減するように努めております。
また、
イクシス
プロジェクト等、今後外貨での支出が予定される分については、必要に応じて先物為替予約等のデリバティブ取引を利用して、為替変動リスクを管理しております。

（デリバティブ取引の管理）

上記のデリバティブ取引の執行管理については、
デリバティブ取引管理要領に従って行っており、市場価格変動リスクに晒されているデリバティブ
については、時価が定期的に経営会議に報告されております。
また、
デリバ
ティブの利用にあたっては、
カウンターパーティーリスクを軽減するために、格付の高い金融機関との取引に限っております。

（資金調達に係る流動性リスクの管理）

当社グループでは、各事業本部が月次で作成した資金繰計画を基に財務経理本部が資金繰り管理を行うとともに、流動性リスクに備えて厚めの手
許流動性を確保しております。

5. 有価証券(a) 2013年及び2014年3月31日現在のその他有価証券は以下の通りとなっております。
百万円

2013 年 3月31日現在

取得原価

連結貸借対照表
計上額

連結貸借対照表計上額が取得原価を超えるもの¥ 11,937
株式債券
356,284
国債・地方債等
60,050
社債
33,648
その他
205,185
その他
667,104
小計
連結貸借対照表計上額が取得原価を超えないもの
40,451
株式
債券
29,137
国債・地方債等
35,000
社債
104,588
小計¥771,692
合計

未実現（損）益¥ 21,926¥ 9,989

357,528
60,15237,549228,948
706,103

1,244
102
3,901
23,76338,99937,824(2,627)28,982
34,966
101,772¥807,875

(155)
(34)
(2,816)¥36,183

百万円

2014 年 3月31日現在

取得原価

連結貸借対照表
計上額

連結貸借対照表計上額が取得原価を超えるもの¥ 16,699
株式債券
166,875
国債・地方債等
70,316
社債
25,099
その他
139,524
その他
418,513小計
連結貸借対照表計上額が取得原価を超えないもの
35,690
株式
債券
2,025
国債・地方債等
37,715
小計¥456,228
合計千米ドル
未実現（損）益

取得原価

連結貸借対照表
計上額

未実現（損）益¥ 29,652¥12,953$ 162,252$ 288,107$125,855

167,554
70,35331,444
169,346468,349

679
37
6,345
29,822
49,836

1,621,405
683,210
243,869
1,355,655
4,066,391

1,628,002
683,570
305,519
1,645,414
4,550,612

6,597
360
61,650289,759484,22132,324(3,366)

346,774

314,069(32,705)

2,025
34,349¥502,698(0)(3,366)¥46,470

19,676366,450$4,432,841

19,676
333,745$4,884,357(0)(32,705)$451,516(b) 2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度に売却したその他有価証券は以下の通りとなっております。
2013 年 3月31日終了の連結会計年度債券
国債・地方債等合計

2014 年 3月31日終了の連結会計年度債券
国債・地方債等
その他
合計

百万円
売却額

¥121,781¥121,781

売却益の総額

売却損の総額

¥187
¥187

¥—
¥—

百万円
売却額

¥ 72,563
76,307¥148,870

千米ドル

売却益の総額

売却損の総額¥ 182
10,307¥10,489

¥—
—
¥—

売却額

$ 705,043
741,420$1,446,463

売却益の総額

売却損の総額$ 1,768
100,146$101,914$——$—

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014105

(c) 2013年及び2014年3月31日現在の時価を算定することが極めて困難と認められる有価証券は以下の通りとなっております。
百万円

3月31日現在

その他有価証券
非上場株式
優先出資証券
関係会社株式
合計

千米ドル

2013

2014

2014

¥ 30,728
5,000
110,655¥146,383¥ 33,842
5,000
112,576¥151,418$ 328,819
48,581
1,093,820$1,471,220

これらについては、市場価格がなく、時価を把握することが極めて困難と認められることから、（a）の表には含めておりません。
なお、非上場株式及び関係会
社株式のうち資源探鉱投資法人等の株式については、投資先各社の資産状態を検討の上、探鉱投資引当金を計上しております。

(d) 2014年3月31日現在のその他有価証券のうち満期があるものの今後の償還予定額は以下の通りとなっております。
百万円

2014 年 3月31日現在

債券
国債・地方債等
社債
その他
その他
合計

1 年以内

1 年超
5 年以内

¥ 66,000
18,50015,45066,004¥165,954¥ 80,000
51,80015,43866,096¥213,334

千米ドル

5 年超
10 年以内

1 年以内

1 年超
5 年以内

5 年超
10 年以内$ 641,275
179,751
150,116
641,314$1,612,456$ 777,303
503,303150,000
642,208$2,072,814$218,616———$218,616

10 年超¥22,500———¥22,500

¥—
—
—
—
¥—

10 年超

$—
—
—
—
$—

(e) 2013年及び2014年3月31日現在の投資有価証券のうち、貸し付けているものは以下の通りとなっております。
3月31日現在

投資有価証券

百万円

2013
¥—

千米ドル

2014

2014

¥20,064$194,948

6. 借入金(a) 2013年及び2014年3月31日現在の短期借入金は以下の通りとなっております。
百万円

3月31日現在

銀行等からの借入金（ 2013 年 3月31日現在の利率は0.950%から2.174%
2014 年 3月31日現在の利率は0.839%から1.963% ）

千米ドル

2013

2014

2014

¥1,170¥4,327$42,042(b) 2013年及び2014年3月31日現在の長期借入金は以下の通りとなっております。
3月31日現在返済期限（最長）2028 年の銀行等からの借入金（ 2013 年 3月31日現在の利率は0.509%から2.700%
2014 年 3月31日現在の利率は0.366%から2.500% ）うち、1 年以内返済予定の長期借入金

百万円

千米ドル

2013

2014

2014

¥474,300¥579,301$5,628,653

7,391¥466,909

17,627¥561,674

171,269$5,457,384(c) 2013年及び2014年3月31日現在の長期借入金及び保証債務の担保に供した資産は以下の通りとなっております。
3月31日現在

建物及び構築物
坑井
機械装置及び運搬具
投資有価証券
その他
合計

106

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

百万円

2013
¥ 2,091
1,214
8,974
7,395
227
¥19,901

千米ドル

2014¥ 2,082
181
8,027
790
222
¥11,3022014$ 20,229
1,759
77,992
7,676
2,157$109,813

(d) 上記の担保資産に対応する債務を種類別に分類すると次の通りとなっております。
3月31日現在

短期借入金
未払金
長期借入金
その他
合計

百万円

千米ドル

2014
¥ 946
385
492
17
¥1,840

2013
¥ 997
5,119
1,437
17
¥7,5702014$ 9,192
3,741
4,780
165
$17,878(e) 上記以外にイクシスLNGプロジェクトファイナンス及びBTCパイプラインプロジェクトファイナンスに対し、担保に供しているものは以下の通りとなっております。

（イクシスLNGプロジェクトファイナンス）

3月31日現在

現金及び現金同等物
未収入金
その他（流動資産）
土地
建設仮勘定
投資有価証券
長期貸付金
合計

百万円

千米ドル

2014
¥ 7,835—5,430
146382,224—
27,309¥422,9442013¥ 3,602160
64,631
133
172,378
15,758—¥256,662

2014
76,127—52,7591,419
3,713,797—
265,342$4,109,444$（BTCパイプラインプロジェクトファイナンス）

3月31日現在

投資有価証券

百万円

千米ドル

2014
¥6,3782013¥5,2402014$61,970(f) 長期借入金の2014年3月31日後1年ごとの返済予定額の総額は以下の通りとなっております。
3月31日終了の連結会計年度

2015 年
2016 年2017 年
2018 年
2019 年
2020 年以降

合計

百万円

千米ドル

¥ 17,627
23,74460,71935,76555,931
385,515¥579,301$ 171,269
230,703589,963
347,503
543,442
3,745,773$5,628,653

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014107

7. 法人税等
当社及び連結子会社は利益に対して法人税等の税金を課せられており、法定実効税率は2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度ともに33.3％となっております。

(a) 2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度における連結損益計算書の法人税等の負担率と法定実効税率の差異の原因及び項目別の内訳は以下の通りとなっております。

3月31日終了の連結会計年度

法定実効税率（調整）
交際費等永久に損金に算入されない項目
受取配当金等永久に益金に算入されない項目
評価性引当額
外国税
外国税額控除損金算入外国税額の調整
のれん償却額
本邦税効果適用税率差異
その他
税効果会計適用後の法人税等負担率

2013
33.3%

2014
33.3%

0.6
(0.7)
2.6
69.3
(22.1)(10.7)
0.3
(0.2)
1.3
73.7%

0.6
(0.7)
0.6
73.5
(15.1)(15.7)
0.3
(2.0)
0.3
75.1%

(b) 2013年及び2014年3月31日現在の繰延税金資産及び繰延税金負債の発生の主な原因別の内訳は以下の通りとなっております。
百万円

3月31日現在

繰延税金資産
探鉱投資等
投資有価証券評価損
生産物回収勘定（外国税）
探鉱投資引当金
未払外国税
税務上の繰越欠損金
減価償却費償却超過額
退職給付引当金
退職給付に係る負債
事業損失引当金
外貨建債権債務評価差額
資産除去債務
貸倒引当金
その他
繰延税金資産小計
評価性引当額繰延税金資産合計
繰延税金負債
外国税
外貨建債権債務評価差額
海外投資等損失準備金
パーチェス法適用に伴う時価評価差額等
探鉱準備金
その他有価証券評価差額金
繰延ヘッジ損益
その他
繰延税金負債合計
繰延税金資産（負債）の純額

108

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

千米ドル

2014

2014

94,4193,196
10,0401,054
32,221
62,175
11,649
—
2,369
2,148
8,385
10,8293,901
18,788261,174(188,518)
72,656$ 917,402
31,05397,551
10,241
313,068
604,110113,185—
23,01820,871
81,471
105,218
37,903
182,550
2,537,641(1,831,695)
705,946

84,960
955
4,671
1,795
11,218
1,807
—
4,821
110,227¥ (37,571)

825,496
9,279
45,385
17,441
108,997
17,557—
46,842
1,070,997$ (365,051)

2013
¥

¥

90,332
3,205
6,992
2,579
33,28846,021
43,238
2,659
—
1,140
795
5,574
5,974
21,642
263,439(195,665)
67,774
27,048
3,551
5,377
1,759
11,274
1,424
10,442
4,780
65,6552,119¥

8. 包括利益
2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度のその他の包括利益に係る組替調整額及び税効果額については以下の通りとなっております。
3月31日終了の連結会計年度

その他有価証券評価差額金
当期発生額
組替調整額
税効果調整前
税効果額
繰延ヘッジ損益
当期発生額
税効果額
為替換算調整勘定
当期発生額
持分法適用会社に対する持分相当額
当期発生額
資産の取得原価調整額
その他の包括利益合計

百万円

千米ドル

2013

2014

2014

¥ 29,075(138)
28,937(1,150)27,787¥ 20,843(10,473)
10,370(388)
9,982$ 202,517(101,759)
100,758(3,770)96,98824,873(8,104)
16,769(31,329)
10,441(20,888)(304,402)
101,448(202,954)

105,692

176,311

1,713,088(1,964)387(1,577)¥148,671(14,316)
7,642(6,674)¥158,731(139,099)
74,252(64,847)$1,542,275

9. 純資産
当社は2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株につき400株の割
当社の合で株式分割を実施いたしました。
その結果2014年3月31日現在、
甲種類株式1株となってお発行済株式総数は普通株式1,462,323,600株、ります。
甲種類株式は当社株主総会において議決権を有しませんが、甲種類株主
は以下の一定の重要事項について、拒否権を有しております（ただし、取締役の選任または解任、重要な資産の処分、統合の拒否権の行使については。
定款に定める要件を充足する必要があります）• 取締役の選任または解任• 重要な資産の処分• 当会社の目的及び当会社普通株式以外の株式への議決権の付与に関す
る定款変更
• 統合
• 資本の額の減少• 解散

甲種類株主は、当社に対し甲種類株式を取得するよう請求することができます。
また、当社は甲種類株式が公的主体以外の者に譲渡された場合、取締役会の決議により、
甲種類株式を取得することができます。
甲種類株式につきましては、株式分割を実施致しておりません。
これに伴い、
甲種類株式の配当については、
当該株式分割前の普通株式と同等にな
2014年3月31日終了の連結会計年度
るよう、定款で定めております。
なお、の甲種類株式の配当額は7,200円となっております。
会社法においては、
資本剰余金（資本準備金は除く）と利益剰余金（利益
資本
準備金は除く）の剰余金の配当をする際に、剰余金の配当額の10％を、資本準備金ま準備金と利益準備金の合計が資本金の25％に達するまで、たは利益準備金として積み立てることを規定しております。
また、
会社法では特定の条件を充たせば株主総会か取締役会の決議により、
いつでも配当を行うことができますが、資本準備金と利益準備金については配当の原資とすることはできません。

10. 1 株当たり情報円

3月31日終了の連結会計年度

1 株当たり純資産
1 株当たり配当額
1 株当たり当期純利益

米ドル

2013

2014

2014

¥1,699.10¥1,911.25

17.50

18.00

0.17

¥ 125.29¥ 125.78$ 1.22$18.57

潜在株式調整後1株当たり当期純利益については、潜在株式が存在しないため記載しておりません。
1株当たり純資産は純資産から少数株主持分を除外し、期末発行済株式数を基に計算されております。
1株当たり配当額は取締役会によって提案された中間配当を加えた金額を記載しております。
1株当たり当期純利益については、期中平均発行済株式数に基づいて算出しております。
これに伴い、2013年3月31日終了の連結会
当社は、2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株につき400株の割合で株式分割を行っております。
計年度の期首に当該株式分割が行われたと仮定して1株当たり純資産、1株当たり配当額及び1株当たり当期純利益を算定しております。

7

財務・会社情報

11. デリバティブ取引(a) ヘッジ会計が適用されていないデリバティブ取引2013年及び2014年3月31日現在のヘッジ会計が適用されていないデリバティブ取引はありません。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014109

(b) ヘッジ会計が適用されているデリバティブ取引2013年及び2014年3月31日現在のヘッジ会計が適用されているデリバティブ取引に関する契約額等及び時価は以下の通りとなっております。
百万円

2013 年 3月31日現在

為替予約取引（注 1 ）
買建米ドル

金利スワップ取引（原則処理）

主なヘッジ対象

契約額等

外貨建予定取引¥157,614¥—¥31,329

長期借入金

¥

4,820

¥4,760（注 2 ）

主なヘッジ対象

契約額等

うち1 年超時価

長期借入金¥4,760¥4,760（注 2 ）

主なヘッジ対象

契約額等

うち1 年超時価

長期借入金$46,250$46,250（注 2 ）

支払固定・受取変動（特例処理）

うち1 年超時価百万円

2014 年 3月31日現在

金利スワップ取引

支払固定・受取変動（特例処理）千米ドル

2014 年 3月31日現在

金利スワップ取引

支払固定・受取変動（特例処理）

注1：時価の算定方法 取引先金融機関から提示された価格によっております。
ヘッジ対象とされている長期借入金と一体として処理されているため、その時価は注記12.（a）の長期借入金
注2：金利スワップの特例処理によるものは、に含めて記載しております。

12. その他の金融商品（a） 2013年及び2014年3月31日現在の注記5.（a）に記載の有価証券、投資有価証券及び注記11に記載のデリバティブ取引以外のその他の金融商品の連結貸借対照表計上額及び時価については次の通りであります。
なお、現金及び現金同等物、受取手形及び売掛金は時価が連結貸借対照表計上額にほぼ等しいことから下記表には記載しておりません。
百万円

2013 年 3月31日現在

定期預金

長期預金

短期借入金及び1 年以内返済予定の長期借入金
長期借入金

連結貸借対照表計上額

時価¥284,469¥284,502

287,273

289,007

8,561

8,507

¥466,909¥456,404

百万円

2014 年 3月31日現在

定期預金

長期預金

短期借入金及び1 年以内返済予定の長期借入金
長期借入金

千米ドル

連結貸借対照表計上額

時価

連結貸借対照表計上額

時価¥555,948¥560,455$5,401,749$5,445,540

364,103367,841

3,537,728

3,574,048

21,954

21,744

213,311211,271¥561,674¥551,721$5,457,384$5,360,678（b） その他の金融商品の時価の算定方法は以下の通りとなっております。

（定期預金）

定期預金に含まれる1年以内償還予定の長期預金については、長期預金と同様な方法にて時価を算定しております。
その他の定期預金については、
短期間で決済されるため、時価は帳簿価額にほぼ等しいことから、
当該帳簿価額によっております。

（長期預金）

長期預金の時価については、元利金の合計額を同様な新規預入を行った場合に想定される利率で割り引いて算定する方法によっております。

（短期借入金及び 1 年以内返済予定の長期借入金）
1年以内返済予定の長期借入金に関しては、長期借入金と同様な方法にて時価を算定しております。また、短期借入金は短期間で決済されるため、時価は帳簿価額にほぼ等しいことから、
当該帳簿価額によっております。

110

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

（長期借入金）

長期借入金の時価については、元利金の合計額を同様な新規借入を行った場合に想定される利率で割り引いて算定する方法によっております。

13. 研究開発費
販売費及び一般管理費に含まれている研究開発費は、2013年3月31日終了の連結会計年度が99百万円、2014年3月31日終了の連結会計年度が40百万円（389千米ドル）となっております。

14. 退職給付制度
2013年3月31日終了の連結会計年度における退職給付制度に関する事項は以下の通りとなっております。

(a) 退職給付債務に関する事項
百万円

退職給付債務
年金資産¥(19,388)
10,808

未積立退職給付債務
未認識数理計算上の差異
退職給付引当金(8,580)—¥ (8,580)(b) 退職給付費用に関する事項
百万円

勤務費用
利息費用
期待運用収益
数理計算上の差異の費用処理額
その他（注）
退職給付費用

¥ 877
301
(235)
2,211
473
¥3,627

注：「その他」
は、確定拠出型年金への掛金（支払額）
であります。

(c) 退職給付債務等の計算の基礎に関する事項
割引率
期待運用収益率

1.0%
2.5%
発生年度に
全額費用処理数理計算上の差異の処理年数

2014年3月31日終了の連結会計年度における退職給付制度に関する事項は以下の通りとなっております。

(a) 確定給付制度（簡便法を適用した制度を除く）に関する事項（退職給付債務の期首残高と期末残高の調整表）

退職給付債務の期首残高
勤務費用
利息費用

数理計算上の差異の発生額
退職給付の支払額
退職給付債務の期末残高（年金資産の期首残高と期末残高の調整表）

事業主からの拠出額
退職給付の支払額
年金資産の期末残高

千米ドル$182,112
9,211
1,798

25
(456)
¥19,445

242(4,430)$188,933

百万円

千米ドル

¥10,611265
1,024$103,099
2,575
9,949

541
(320)
¥12,121

5,257(3,109)$117,771

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート20147

財務・会社情報

年金資産の期首残高
期待運用収益
数理計算上の差異の発生額

百万円¥18,743
948
185

111

（退職給付債務及び年金資産の期末残高と連結貸借対照表に計上された退職給付に係る負債及び退職給付に係る資産の調整表）

積立型制度の退職給付債務
年金資産

連結貸借対照表に計上された負債と資産の純額
退職給付に係る負債
連結貸借対照表に計上された負債と資産の純額

百万円

千米ドル

¥19,445(12,121)$188,933(117,771)

7,324

71,162

7,324¥ 7,324

71,162$ 71,162

百万円

千米ドル

¥ 948
185

$ 9,211
1,798

(265)
(999)
¥(131)(2,575)(9,707)$(1,273)（退職給付費用及びその内訳項目の金額）

勤務費用
利息費用

期待運用収益
数理計算上の差異の費用処理額
確定給付制度に係る退職給付費用（年金資産に関する事項）
年金資産の主な内訳

一般勘定
株式

44%
40%

債券
その他
合計

15%
1%
100%

（長期期待運用収益率の設定方法）
年金資産の長期期待運用収益率を決定するため、現在及び予想される年金資産の配分と、年金資産を構成する多様な資産からの現在及び将来期待される長期の収益率を考慮しております。
（退職給付債務等の計算の基礎に関する事項）

割引率
長期期待運用収益率

1.0%
2.5%

(b) 簡便法を適用した確定給付制度に関する事項（退職給付に係る負債の期首残高と期末残高の調整表）
百万円

退職給付に係る負債の期首残高
退職給付費用
退職給付の支払額制度への拠出額
その他
退職給付に係る負債の期末残高

千米ドル

¥448
100
(57)

$4,353
972
(554)

(35)
13
¥469

(340)
126
$4,557（退職給付債務及び年金資産の期末残高と連結貸借対照表に計上された退職給付に係る負債及び退職給付に係る資産の調整表）
百万円

千米ドル

積立型制度の退職給付債務
年金資産

¥278
(216)

$2,702(2,099)非積立型制度の退職給付債務

62
407

603
3,954

469

4,557

469
¥469

4,557
$4,557

百万円

千米ドル

¥100

$972

連結貸借対照表に計上された負債と資産の純額
退職給付に係る負債
連結貸借対照表に計上された負債と資産の純額（退職給付費用）

簡便法で計算した退職給付費用(c) 確定拠出制度に関する事項
確定拠出制度への要拠出額は、957百万円（9,298千米ドル）
であります。

112

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

15. 資産除去債務
2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度における資産除去債務の増減は以下の通りとなっております。
百万円

千米ドル

3月31日終了の連結会計年度

2013

2014

2014

有形固定資産の取得に伴う増加額¥13,142711
429¥17,395
6,209
782$169,015
60,3287,598

期首残高時の経過による調整額

資産除去債務の履行による減少額
見積りの変更による増加額（注 1 ）その他増加額（注 2 ）
期末残高

(359)

(198)

(1,924)

1,997
1,475
¥17,395

2,275
1,844
¥28,307

22,105
17,917$275,039

注 1：2014 年 3月31日終了の連結会計年度において、主として一部の連結子会社が操業終了時に負担する費用が増加することが明らかになったことから、見積りの変更を行いました。
「その他増加額」の主なものは為替変動による増加額であります。
注2：

16. のれん2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度におけるのれんの計上額、償却額及び残高は以下の通りであります。
百万円

3月31日終了の連結会計年度

期首残高
のれん計上額のれん償却額
期末残高

千米ドル

2013

2014

2014

¥94,602—(6,761)¥87,841¥87,841$853,488(6,761)¥81,080(65,692)$787,796

̶̶

17. リース取引2014年3月31日現在のオペレーティング・リース取引のうち解約不能のものに係る未経過リース料は以下の通りとなっております。
（a）借手側
百万円

千米ドル

2015 年¥ 4,398$ 42,732

2016 年以降

11,492

111,660

合計¥15,890$154,392

百万円

千米ドル

（b）貸手側2015 年¥104$1,0102016 年以降

277

2,692

合計

¥381

$3,702

財務・会社情報7

18. 偶発債務
当社及び連結子会社は2014年3月31日現在、関連会社等の負債25,186百万円（244,714千米ドル）に対し、債務保証を行っております。
2014年3月31
なお、
イクシスLNGプロジェクトにおける開発費支払いの為替リスク回避を目的としたデリバティブ取引に対する債務保証を行っており、日現在の評価損失は17,531百万円（170,336千米ドル）
であります。
また、
イクシスLNGプロジェクトファイナンスに関連して、他のプロジェクトパートナーとともに権益比率に応じてプロジェクトの完工までの債務保証を（5,830,062千米ドル)であります。
差し入れており、2014年3月31日現在の当社分の保証負担額は600,030百万円

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート201411319. セグメント情報等
2013 年及び 2014 年 3月31日終了の連結会計年度におけるセグメント情報等(a) 報告セグメントの概要

当社グループの石油・天然ガス開発事業は、取締役会がグループ経営上の重要な意思決定を、分離された財務情報が入手可能な鉱区等の単位で行っております。
当社はグローバルに石油・天然ガス開発事業を展開していることから、鉱区等を地域ごとに集約して、「日本」、「アジア・オセアニア」（主にインド（主にアゼルバイジャン）、「中東・アフリカ」（主にアラブ首長国連邦）及び
「米州」
を報
ネシア、
オーストラリア、東チモール）、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」
告セグメントとしております。
各報告セグメントでは石油・天然ガスの生産を行っております。
また、「日本」セグメントでは石油製品等の販売も行っております。

(b) 報告セグメントごとの売上高、利益又は損失、資産、その他の項目の金額の算定方法
報告されている事業セグメントの会計処理の方法は、注記2の重要な会計方針の要約において記載のある会計方針と概ね同一であります。
(c) 報告セグメントごとの売上高、利益又は損失、資産、その他の項目の金額に関する情報
百万円

2013 年 3月31日終了の連結会計年度

ユーラシア
アジア・
中東・アフリカ
オセアニア （欧州・NIS 諸国）

日本

外部売上高

¥118,937¥485,275¥ 85,541¥520,835

売上高合計

118,937

485,275

85,541セグメント利益（損失）28,568281,623

セグメント資産265,467

米州¥

計

調整額（注 1 ）

連結財務諸表計上額（注 2 ）¥—¥1,216,533

5,945¥1,216,533

520,835

5,945

1,216,533—

1,216,533

41,752357,343(6,089)703,197(9,749)693,448

690,763526,519

266,649

188,209

1,937,607

1,678,552

3,616,159

17,603

17,033

9,066

5,850

1,012

50,564

1,352

51,916

—

—

—

—

(192)

(192)

6,953

6,761

持分法適用会社への
投資額

1,857

46,818—53,243

4,159

106,077—

106,077

有形固定資産及び無形固定資産の増加額¥ 24,656¥203,853

1,024¥ 20,595¥108,373¥ 358,501

1,486¥ 359,987

米州計

調整額（注 1 ）

連結財務諸表計上額（注 2 ）—

¥1,334,626

その他の項目
減価償却費
のれんの償却額¥¥

百万円

2014 年 3月31日終了の連結会計年度

ユーラシア
アジア・
中東・アフリカ
オセアニア （欧州・NIS 諸国）

日本

外部売上高

¥120,268¥ 485,069¥ 96,341¥621,513¥ 11,435¥1,334,626

売上高合計

120,268

485,069

96,341

621,513

11,435

1,334,626—

1,334,626

セグメント利益（損失）22,771

264,849

42,601

421,184(7,646)

743,759(10,149)

733,610セグメント資産286,414

1,038,265

535,046

288,601

265,348

2,413,674

1,624,465

4,038,139

18,838

8,822

10,417

6,772

4,672

49,521

1,396

50,917

—

—

—

—

(192)

(192)

6,953

6,761

持分法適用会社への
投資額

2,000

39,124—65,184

2,015

108,323—

108,323有形固定資産及び無形固定資産の増加額¥ 42,404¥ 285,903

4,073¥ 35,195¥ 51,583¥ 419,158417¥ 419,575¥

その他の項目
減価償却費
のれんの償却額

114

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

¥

¥

千米ドル

2014 年 3月31日終了の

ユーラシア
アジア・
中東・アフリカ
オセアニア （欧州・NIS 諸国）

日本

連結会計年度

外部売上高$1,168,558 $ 4,713,068

売上高合計

1,168,558

セグメント利益（損失）セグメント資産

米州

調整額（注 1 ）計

$ 111,106 $12,967,606 $

連結財務諸表計上額（注 2 ）$ 936,077$6,038,797— $12,967,606

4,713,068

936,077

6,038,797

111,106

12,967,606—

12,967,606

221,250

2,573,348

413,923

4,092,344(74,291)

7,226,574(98,611)

7,127,963

2,782,880

10,088,078

5,198,659

2,804,129

2,578,197

23,451,943

15,783,764

39,235,707

183,035

85,717

101,215

65,79945,394

481,160

13,564

494,724

—

—

—

—

(1,866)(1,866)67,55865,692

19,433

380,140—

633,346

19,5781,052,497—

1,052,497

39,574$ 341,965

その他の項目
減価償却費
のれんの償却額
持分法適用会社への投資額

有形固定資産及び無$ 412,009 $ 2,777,915
形固定資産の増加額$$ 501,195 $ 4,072,658 $

4,052 $ 4,076,710

注1：調整額は、
セグメント間取引消去や各報告セグメントに配分していない収益、費用及び資産が含まれております。
注2：セグメント利益は、連結損益計算書の営業利益と調整しております。

(d) 製品及びサービスごとの情報（外部顧客への売上高）

百万円

3月31日終了の連結会計年度

原油

千米ドル

2013

2014

2014

¥ 788,135¥ 858,754$ 8,343,898

天然ガス（ LPGを除く）

370,528

431,187

4,189,536

LPG

27,23824,227

235,396

その他
合計

30,632

20,458

198,776¥1,216,533¥1,334,626$12,967,606(e) 地域ごとの情報

（売上高）

百万円

3月31日終了の連結会計年度

日本
アジア・オセアニア
その他
合計

千米ドル

2013

2014

2014

¥ 634,788¥ 682,353$ 6,629,936

564,253

620,339

6,027,390

17,492

31,934

310,280¥1,216,533¥1,334,626$12,967,606（有形固定資産）百万円

千米ドル

3月31日現在

2013

2014

2014

日本

¥235,674¥248,247$2,412,039

オーストラリア

227,358

520,976

5,061,951

その他

121,509

182,556

1,773,766

合計¥584,541¥951,779$9,247,756(f) 主要な顧客ごとの情報（主要な顧客への売上高）

3月31日終了の連結会計年度

プルタミナ

出光興産㈱

7

千米ドル

2013

2014

2014

セグメント

¥206,282¥217,519$2,113,476

アジア・オセアニア¥132,908¥156,151$1,517,208

財務・会社情報百万円

中東・アフリカ国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート201411520. 関連当事者との取引
2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度における関連当事者との取引は以下の通りであります。

(a) 関連会社との取引2013 年 3月31日終了の連結会計年度
会社の名称

所在地

資本金

オースト
Ichthys
ラリア連
LNG
482,700
邦西オー
Pty
千米ドル
ストラリ
Ltd
ア州

Angola オランダ
18
Block 14 王国
千ユーロ
B.V. ハーグ市

事業の内容

オーストラリア連邦西オーストラリア州沖合
WA-50-L鉱区
における石油・
天然ガスのパイ
プラインを通じた輸送事業及び液化・販売事業
アンゴラ共和国海上ブロック
14 鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売事業

議決権等の 関連当事者
所有割合

取引金額

取引の内容

との関係

金銭の貸付

¥141,153（注）

間接

66.07%

間接

49.99%

役員の 貸付金の回収
兼任、 （注）
出資

出資

期末残高

科目

百万円

百万円

短期貸付金

119,139

債務保証

128,864

̶

増資の引受¥ 37,621

̶

¥58,700—¥—（注）金銭の貸付については、貸付利率は市場金利を勘案して合理的に決定しております。

2014 年 3月31日終了の連結会計年度
会社の名称

所在地

資本金

事業の内容

議決権等の 関連当事者
所有割合

との関係

取引金額

取引の内容

百万円

オーストラリア連邦西オースオースト
トラリア州沖合
受取利息
Ichthys¥WA-50-L鉱区
ラリア連
役員の （注）
LNG
482,700
間接における石油・
邦西オー
兼任、
Pty
千米ドル
66.07%
天然ガスのパイストラリ
出資Ltd
プラインを通じ
ア州
た輸送事業及び液化・販売事業

科目

千米ドル

期末残高
百万円

千米ドル

流動資産
¥ 2,133 $ 20,725
その他（未収収益）
7,976 $

77,497
長期貸付金

債務保証 ¥600,030 $5,830,062

̶

27,309¥265,342— $—（注）金銭の貸付については、貸付利率は市場金利を勘案して合理的に決定しております。

(b) 親会社または重要な関連会社に関する注記
2013年及び2014年3月31日終了の連結会計年度において、重要な関連会社はIchthys LNG Pty Ltdであり、その要約財務情報は以下の通りであります。
百万円

3月31日終了の連結会計年度

2013

流動資産合計¥ 47,429¥

2014

47,238$458,978

固定資産合計550,378

1,262,541

12,267,208

流動負債合計227,942

57,265556,403

固定負債合計336,847

1,229,360

11,944,812

純資産合計

33,01923,154

224,971

—

—

—

売上高
税引前当期純損失
当期純損失

116

千米ドル

2014

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

3,367

1,511
¥

694

¥

2,018

32,715$

19,607

独立監査人の監査報告書
前掲の連結財務諸表は、
日本において一般に公正妥当と認められる企業会計の基準に準拠して作成され、日本の金融商品取引法に基づき提出された連結財務諸表を基礎として、日本国外の便宜のため、その一部を組替調整して作成された英文の連結財務諸表を日本文に訳したものであります。英文の連結財務諸表について、下記の通り、英文の監査報告書が添付されており、その日本語訳は英文の監査報告書の後に示してあります。

Independent Auditor’s Report
The Board of Directors
INPEX CORPORATION
We have audited the accompanying consolidated financial statements of INPEX CORPORATION and its consolidated subsidiaries, which comprise the consolidatedbalance sheet as at March 31, 2014, and the consolidated statements of income, comprehensive income, changes in net assets, and cash flows for the year then ended
and a summary of significant accounting policies and other explanatory information, all expressed in Japanese yen.
Management’s Responsibility for the Consolidated Financial Statements
Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements in accordance with accounting principles generally
accepted in Japan, and for designing and operating such internal control as management determines is necessary to enable the preparation and fair presentation of theconsolidated financial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error.
Auditor’s Responsibility
Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audit. We conducted our audit in accordance with auditing
standards generally accepted in Japan. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the consolidated
financial statements are free from material misstatement.
An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. The procedures selected
depend on the auditor’s judgment, including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud or
error. The purpose of an audit of the consolidated financial statements is not to express an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control, but in making
these risk assessments the auditor considers internal controls relevant to the entity’s preparation and fair presentation of the consolidated financial statements inorder to design audit procedures that are appropriate in the circumstances. An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and thereasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements.
We believe that the audit evidence we have obtained is sufficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion.
OpinionIn our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the consolidated financial position of INPEXCORPORATION and its consolidated subsidiaries as at March 31, 2014, and their consolidated financial performance and cash flows for the year then ended inconformity with accounting principles generally accepted in Japan.
Convenience Translation
We have reviewed the translation of these consolidated financial statements into U.S. dollars, presented for the convenience of readers, and, in our opinion, theaccompanying consolidated financial statements have been properly translated on the basis described in Note 3.

June 25, 2014
Tokyo, Japan

我々は、添付の国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社の連結財務諸表、
すなわち、2014年3月31日現在の円表示の連結貸借対照表及び2014年3月31日をもって終了した年度の円表示の連結損益計算書、連結包括利益計算書、連結株主資本等変動計算書、連結キャッシュ・フロー計算書、連結財務諸表作成のための基本となる重要な事項、その他の説明情報について監査を行った。
連結財務諸表に対する経営者の責任
経営者の責任は、我が国において一般に公正妥当と認められる企業会計の基準に準拠して連結財務諸表を作成し適正に表示すること、及び、不正又は誤謬による重要な
虚偽表示のない連結財務諸表を作成し適正に表示するために経営者が必要と判断した内部統制を整備及び運用することにある。
監査人の責任
我々の責任は、我々が実施した監査に基づいて、連結財務諸表に対する意見を表明することにある。我々は、我が国において一般に公正妥当と認められる監査の基準に準拠して監査を行った。監査の基準は、我々に連結財務諸表に重要な虚偽表示がないかどうかについて合理的な保証を得るために、監査計画を策定し、これに基づき監査を実施することを求めている。
監査においては、連結財務諸表の金額及び開示について監査証拠を入手するための手続が実施される。監査手続は、我々の判断により、不正又は誤謬による連結財務諸表の重要な虚偽表示のリスクの評価に基づいて選択される。財務諸表監査の目的は、内部統制の有効性について意見表明するためのものではないが、我々は、リスク評価の実施に際して、状況に応じた適切な監査手続を立案するために、連結財務諸表の作成と適正な表示に関連する内部統制を検討する。
また、監査には、経営者が採用した会
計方針及びその適用方法並びに経営者によって行われた見積りの評価も含め全体としての連結財務諸表の表示を検討することが含まれる。
我々は、意見表明の基礎となる十分かつ適切な監査証拠を入手したと判断している。

7

財務・会社情報

監査意見
我々は、上記の連結財務諸表が、我が国において一般に公正妥当と認められる企業会計の基準に準拠して、国際石油開発帝石株式会社及び連結子会社の2014年3月31日現在の財政状態並びに同日をもって終了する連結会計年度の経営成績及びキャッシュ・フローの状況をすべての重要な点において適正に表示しているものと認める。
便宜的換算
我々は、
これらの連結財務諸表の米ドルへの換算を検証した。
これは読者の便宜のために表示されているものである。我々の意見では、添付の連結財務諸表は注記3に述べられている方法により適切に換算が行われている。
新日本有限責任監査法人

2014年6月25日

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014117

連結子会社および関連会社
2014 年 3月31日現在

連結子会社
会社名

議決権の所有主要な事業の内容

インドネシア共和国南ナトゥナ海 B 鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

ナトゥナ石油（株）

5,000

100.00%サウル石油（株）

4,600

100.00%アルファ石油（株）

8,014

100.00%インペックステンガ（株）

1,020

100.00%418,190

100.00%インペックス西豪州ブラウズ石油（株）

INPEX Ichthys Pty Ltd
INPEX Browse E&P Pty Ltd

802,688（千米ドル）

245,186

100.00%（千米ドル）

100.00%インペックスマセラアラフラ海石油（株）

35,42851.93%

インペックス南マカッサル石油（株）

1,097

100.00%インペックスチモールシー（株）

6,712

100.00%INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd

400,000（千米ドル）

100.00%インペックスババルスラル石油（株）

1,107

51.02%

インペックス北西サバ沖石油（株）

2,045

100.00%インペックス南西カスピ海石油（株）

53,59451.00%

インペックス北カスピ海石油（株）

50,68045.00%

ジャパン石油開発（株）

18,800100.00%インペックスエービーケー石油（株）

2,500

100.00%10

100.00%帝石コンゴ石油（株）

INPEX Angola Block14 Ltd.
Teikoku Oil and Gas Venezuela, C.A.
Teikoku Oil（ North America ）Co., Ltd.

118

資本金（百万円）*

475,600（千米ドル）

1,620（千ボリバル）

19,793100.00%100.00%（千米ドル）

100.00%インペックスカナダ石油（株）

20,580100.00%帝石スリナム石油（株）

7,257

56.78%

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

オーストラリア連邦／東チモール共同石油開発地域
JPDA03-12 鉱区及びバユ・ウンダンガスコンデンセー
ト田における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

オーストラリア連邦 WA-35-L 鉱区ほかにおける石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

インドネシア共和国東カリマンタン・マハカム沖海域テンガ鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売
オーストラリア連邦 WA-285-P 鉱区ほかにおける石油・天然ガスの探鉱・開発への事業資金供給等

オーストラリア連 邦イクシスガス・コンデンセート田（ WA-50-L 鉱区）における石油・天然ガスの探鉱・開発
オーストラリア連邦 WA-494-P 鉱区ほかにおける石油・天然ガスの探鉱

インドネシア共和国アラフラ海マセラ鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発

インドネシア共和国南マカッサル海域セブク鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売
オーストラリア連邦／東チモール共同石油開発地域
JPDA06-105 鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売
オーストラリア連邦プレリュードガス田ほか（ WA-44-L鉱区）における石油・天然ガスの探鉱・開発

インドネシア共和国東部海域ババルスラル鉱区における石油・天然ガスの探鉱マレーシア サバ沖深海 S 鉱区における石油・天然ガスの探鉱

アゼルバイジャン共和国 ACG 油田における石油の探鉱・開発・生産・販売
カザフスタン共和国北カスピ海沖合鉱区における石油の探鉱・開発アラブ首長国連邦アブダビ沖合 ADMA 鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売
アラブ首長国連邦アブダビ沖合アブアルブクーシュ鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売

コンゴ民 主 共 和 国 沖 合 鉱 区における石 油の探 鉱・開発・生産・販売
アンゴラ共和国海上ブロック14 鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売への出資事業

ベネズエラ・ボリバル共和国コパ・マコヤ鉱区における天然ガスの探鉱・開発・生産・販売及びグアリコオリエ
ンタル鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売
アメリカ合衆国メキシコ湾ルシウス油田ほかにおける石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

カナダジョスリンプロジェクトにおけるオイルサンドを含む石油の探鉱・開発
スリナム共和国海上のブロック31 鉱区における石油の
探鉱

会社名

INPEX Gas British Columbia Ltd.
帝石パイプライン（株）

INPEX DLNGPL Pty Ltd

INPEX BTC Pipeline, Ltd.

資本金（百万円）*

議決権の所有主要な事業の内容（千カナダドル）

45.09%

カナダブリティッシュコロンビア州ホーンリバー・コル
ドバ・リアード地域シェールガス鉱区における天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

100

100.00%1,043,488

86,135（千豪ドル）

63,800100.00%（千米ドル）

100.00%インペックストレ̶ディング（株）

50

100.00%

埼玉ガス
（株）

60

62.67%

その他 37 社

当社委託による天然ガスの輸送及びパイプラインの保守、管理バユ・ウンダンガスコンデンセート田からオーストラリ
ア連邦ダーウィンLNGプラントまでの海底ガスパイプ
ライン敷設運営事業及びLNGプラントの建設運営事業を行うDarwin LNG 社への出資事業

アゼルバイジャン共和国バクー・グルジア トビリシ・ト
ルコ共和国ジェイハンを結ぶオイルパイプラインの建設・運営事業への出資事業

原油の販売及び原油販売代理・仲介・斡旋並びに石油及び天然ガスの市場調査及び販売企画
都市ガスの供給

持分法適用関連会社
会社名

MI Berau B.V.

Ichthys LNG Pty Ltd

資本金（百万円）*

888,601（千米ドル）

482,700

議決権の所有主要な事業の内容

44.00%

インドネシア共和国西パプア州ベラウ鉱区及びタングー LNGプロジェクトにおける天然ガスの探鉱・開発・生産・販売（千米ドル）

66.07%

アンゴラ石油（株）

8,000

19.60%

インペックス北カンポス沖石油（株）

6,852

37.50%

Angola Block 14 B.V.
その他 14 社

18（千ユーロ）

49.99%

オーストラリア連邦イクシスガス・コンデンセート田からダーウィンの陸上 LNGプラントまでの海底パイプラ
インの敷設及びLNGプラントの建設事業

アンゴラ共和国海上 3/05 鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売

ブラジル連邦共和国北カンポス沖合フラージ鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売への事業
資金供給等

アンゴラ共和国海上ブロック14 鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売

持分法適用関連会社の子会社
会社名

その他 2 社（千レアル）

議決権の所有主要な事業の内容

0.00%

ブラジル連邦共和国北カンポス沖合フラージ鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売

7

財務・会社情報

Frade Japão Petróleo Limitada

資本金 *103,051*単位未満を切り捨てて表示しています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

119

事業等のリスク

当社グループの事業展開上のリスク要因となる可能性があると考えられる主要な事項を記載しています。
また、必ずしも事業上のリスクに該当しない事項についても、投資家の投資判断上重要と考えられる事項については、投資家及び株主に対する情報開示の観点から積極的に開示しています。
なお、以下の記載は、当社グループの事業上のリスクをすべて網羅するものではありません。
また、本項の記載中、将来に関する事項については、別途記載する場合を除いて2014年6月26日時点での当社グループの判断であり、当該時点以後の社会経済情勢等の諸状況により変更されることがあります。

1. 石油・天然ガス開発事業の特徴及びリスクについて（ 1 ）探鉱・開発・生産に成功しないリスクの他のプロジェクトについては自社にて評価を実施しました。確認

一般的に、鉱区権益を取得するためには、対価の支払いが必要とな埋蔵量の定義は、米国の投資家に広く知られている米国証券取引

ります。また、資源の発見を目的とした探鉱活動に際して、調査・試に従っており、評価に決定論的手法
委員会規則S-X Rule 4-10（a）

掘等のための費用（探鉱費）が必要となり、資源を発見した場合にまたは確率論的手法のいずれが用いられているかに関わらず、地質は、その可採埋蔵量、開発コスト、産油国（産ガス国を含む。以下同的・工学的データの分析に基づき、既知の貯留層から、現在の経済じ。）との契約内容等の様々な条件に応じて一段と多額の開発費を条件及び既存の操業方法の下で、評価日時点以降操業権を付与す投ずる必要があります。

る契約が満了する時点まで（契約延長に合理的確実性があるという

しかしながら、開発・生産が可能な規模の資源が常に発見できる証拠がある場合は延長が見込まれる期間が満了する時点まで）の間とは限らず、近年の様々な技術進歩をもってしてもその発見の確率に、合理的な確実性をもって生産することが可能である石油・ガス

はかなり低いものとなっており、
また、発見された場合でも商業生産の数量となっています。
また、確認埋蔵量に分類されるためには、炭が可能な規模でないことも少なくありません。
このため、当社グルー

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

プでは、探鉱投資に係る費用については連結決算上保守的に認識しにプロジェクトを開始することにつき合理的な確信をオペレーターており、コンセッション契約（国内における鉱業権並びに海外におけが持っていなければならず、埋蔵量の定義の中でも保守的な数値とるパーミット、
ライセンス又はリースを含む。）の場合には100％費用して広く認識されています。
ただし、かかる保守的な数値ではあって計上し、生産分与契約の場合は探鉱プロジェクトの投資についてはも、将来にわたる生産期間中に、確認埋蔵量が全量生産可能である

100％引当金を計上し、財務の健全性を保持しています。なお、開発ことを保証する概念ではないことに留意を要します。

プロジェクトの投資であっても、個別のプロジェクトの状況から回収

当社グループ（持分法関連会社分を含む）の原油、コンデンセー

できない可能性がある場合は、個別に回収可能性を勘案し、引当金

ト、LPG 及び天然ガスの確認埋蔵量については「 P.128 石油・天然を計上しています。

ガスの埋蔵量および生産量について」をご参照下さい。

当社グループでは、保有する可採埋蔵量及び生産量を増加させる

120② 推定埋蔵量（ probable reserves ）及び予想埋蔵量

ために、有望な鉱区には常に関心を払い、今後も探鉱投資を継続す（ possible reserves ）る一方、既発見未開発鉱区や既生産鉱区の権益取得等を含めた開当社は、米国証券取引委員会規則に基づく確認埋蔵量のほかに、発投資を組み合わせることにより、探鉱・開発・生産各段階の資産の石油技術者協会（ SPE ）、世界石油会議（ WPC ）、米国石油地質技

総合的なバランスの中で投資活動を行っていく方針です。

術者協会（ AAPG ）及び石油評価技術者協会（ SPEE ）の 4 組織に探鉱及び開発（権益取得を含む。）
は、当社グループの今後の事業より策定されたPetroleum Resources Management Systemの維持発展に不可欠な保有埋蔵量を確保する上で必要なものであ2007（ PRMS ）に基づく当社グループの推定埋蔵量及び予想埋蔵

りますが、各々に技術的、経済的リスクがあり、探鉱及び開発が成功

量の評価を実施しました。なお、確認埋蔵量と同様、今後の開発投しない場合には、
当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があ資が巨額であり、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロります。

ジェクトについては、米国の独立石油エンジニアリング会社である（ 2 ）原油、
コンデンセート、
LPG及び天然ガスの埋蔵量

DeGolyer and MacNaughtonに依頼しました。推定埋蔵量の定① 確認埋蔵量（ proved reserves ）義は、4 組織により策定されたPRMSの指針に従い、確認埋蔵量の当社は、当社グループの主要な確認埋蔵量（ proved reserves ）の範疇には入らない埋蔵量のうち、地質的・工学的データに基づき、確

うち、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

認埋蔵量より回収の可能性が低く、予想埋蔵量よりも回収が確実とと考えられるプロジェクトについて、米国の独立石油エンジニアリン

される石油・ガスの数量となっています。確率論的手法を用いて推グ会社であるDeGolyer and MacNaughtonに評価を依頼し、そ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国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

た数量に対して、回収することができる確率が少なくとも50% 以上

政府の許認可の取得の遅延またはその変更、予測しえなかった地であることが必要とされています。
また、予想埋蔵量の定義もPRMS

質等に関する問題の発生、油・ガス価及び外国為替レートの変動並の指針に従い、確認埋蔵量及び推定埋蔵量の範疇に入らない埋蔵

びにその他資機材の市況の高騰などを含めた経済社会環境の変化量のうち、地質的・工学的データに基づき、推定埋蔵量より回収の可や、LNGプロジェクトにおいて生産物購入候補者からの長期販売契能性が低い石油・ガスの数量となっています。
プロジェクトから実際

約に関する合意が得られないことにより最終投資判断ができない等に回収される石油・ガスの数量が確認埋蔵量、推定埋蔵量及び予想の要因により、開発スケジュールの遅延や当該鉱区の経済性が損な埋蔵量の合計を上回る可能性は低いとされています。確率論的手法

われる等の事象が生じた場合には、当社グループの業績に悪影響をを用いて予想埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量、推定埋蔵量

及ぼす可能性があります。

及び予想埋蔵量を合計した数量を回収することができる確率が少（ 4 ）オペレーターシップ

なくとも10％以上であることが必要とされています。新規技術デー

石油・天然ガス開発事業においては、
リスク及び資金負担の分散をタの追加や経済条件及び操業条件の明確化等により不確実性が減目的として、複数の企業がパートナーシップを組成して事業を行う

じた場合、推定埋蔵量及び予想埋蔵量の一部は確認埋蔵量に格上場合が多く見られます。実際の作業は、そのうちの 1 社がオペレーげされることがありますが、現時点の推定埋蔵量及び予想埋蔵量のターとなり、パートナーを代表して操業の責任を負います。オペレー

全量が、確認埋蔵量と同様な確実性をもって開発・生産されると見ター以外の企業は、
ノンオペレーターとしてオペレーターが立案・実込まれるわけではありません。
当社グループ（持分法関連会社分を含む）の原油、コンデンセート、LPG 及び天然ガスの推定埋蔵量及び予想埋蔵量は、「P.128 石

施する探鉱開発計画や作業を吟味し、
あるいは一部操業に参加しつつ、所定の資金提供を行うことで事業に参画します。
当社は、2008 年 10月1日に完了した国際石油開発と帝国石油の油・天然ガスの埋蔵量および生産量について」をご参照下さい。

経営統合を通じて、両社の持つ国内外における探鉱、開発、生産そ③ 埋蔵量の変動の可能性

れぞれの段階での豊富な操業経験をもとに蓄積したノウハウ及び技埋蔵量の評価は、評価時点において入手可能な油・ガス層からの術力が結集し、当社グループは高い操業能力を有することとなった

地質的・工学的データ、開発計画の熟度、経済条件等多くの前提、と考えています。

要素及び変数に基づいて評価された数値であり、今後生産・操業

当社グループは、経営資源の有効活用やノンオペレーターのプロが進むことにより新たに取得される地質的・工学的データや開発計

ジェクトとのバランスに配慮しつつ、経営統合により大幅に強化され画及び経済条件等の変動に基づき将来見直される可能性があり、た技術力をもとに、
イクシス及びアバディの2つの大型LNGプロジェ

その結果、増加又は減少する可能性があります。また、生産分与契クトを中心として積極的にオペレータープロジェクトを推進してい約に基づく埋蔵量は、同契約の経済的持分から計算される数量がく方針であります。当社はLNG 開発プロジェクトにおけるオペレー

生産量だけでなく、油・ガス価格、投下資本、契約条件に基づく投下

ター経験は有しておりませんが、国内外で原油、天然ガスの開発、生資本の回収額及び報酬額等により変動する可能性があり、その結

産プロジェクトにおいてオペレーターとしての経験を有しているほ果、埋蔵量も増加又は減少する可能性があります。
このように埋蔵か、インドネシアやオーストラリアなどにおけるLNGプロジェクトな量の評価値は、各種データ、前提、定義の変更等により変動する可どに参加し長年ノウハウ、知見等を蓄積してきており、
また、
メジャー

能性があります。

を含めた他の外国の石油会社が行っているのと同様、専門のサブコ（ 3 ）石油・天然ガス開発事業には巨額の資金が必要となり資金回収までの期間も長いこと

ントラクターや経験豊富な外部コンサルタントを起用することなどに探鉱活動には相応の費用と期間とが必要であり、探鉱により有望な

より、LNGプロジェクトを含めたオペレータープロジェクトを的確に遂行することが可能と考えています。
オペレーターとしてのプロジェクト推進は、技術力の向上や、産油国・業界におけるプレゼンスの向上等を通じて鉱区権益取得機会のります。
このため、探鉱及び開発投資から生産及び販売による資金拡大に寄与することになる一方で、オペレーションに関する各種専の回収までには 10 年以上の長い期間を要することになります。中門能力を有する人材確保上の制約、資金面での負担増大等のリスクでも、当社が現在推進しているイクシス及びアバディの2つの大型が存在しており、
これらのリスクに的確に対応できない場合には、当LNGプロジェクトの開発には巨額な投資が必要であり、経済金融情社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

勢の変化によっては資金調達の内容に影響を及ぼす可能性があり（ 5 ）共同事業

ます。資源の発見後、生産及び販売開始までの開発過程において、

7

財務・会社情報

資源を発見した場合でも、生産に至るまでの開発段階においては、生産施設の建設費用等の多額の費用と長期に亘る期間が必要とな

石油・天然ガス開発事業では、前述の通り、リスク及び資金負担の分

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

121

散を目的として数社以上の企業が共同事業を行う場合も多くなってより業績に悪影響を及ぼす可能性があり、また、行政処分や当社グ

おり、
この場合、共同事業遂行のための意思決定手続やパートナー

ループの石油・天然ガス開発会社としての信頼性や評判が損なわれを代表して操業を行うオペレーター等を取り決めるために、共同操ることによって、将来の事業活動に悪影響を及ぼす可能性がありま

業協定をパートナー間で締結するのが一般的になっています。あるす。

鉱区において当社グループが共同事業を行っているパートナーとの2011 年 11月、当社の持分法適用関連会社であるインペックス北

関係が良好であっても、他の鉱区権益の取得においては競争相手とカンポス沖石油株式会社（出資比率37.5% ）の子会社であるFrade

なり得る可能性があります。
また、共同事業の参加者は原則として、その保有権益の比率に応じて共同事業遂行のための資金負担をしますが、一部パートナーが資金負担に応じられない場合などには、プロジェクトの遂行に影響広がっていることが確認されました。
さらにフラー ジ 鉱 区 のプ ロジェクトの オペレー ター であるを及ぼす可能性があります。

Chevron Brasil Upstream Frade Ltda.（以下、「シェブロン社」と（ 6 ）災害・事故等のリスクいいます。）は2012 年 3月に、2011 年 11月の油のしみ出しとは別の石油・天然ガス開発事業には、探鉱、開発、生産、輸送等の各段階に場所からの小規模な新たな油のしみ出しを確認したため、
シェブロ

おいて操業上の事故や災害等が発生するリスクがあります。
このよン社及びFJPL 社を含むパートナー各社は、フラージ鉱区の生産をうな事故や災害等が生じた場合には、保険により損失補填される場

一時停止しておりましたが、2013 年 4月30日より生産を再開してお合を除き設備の損傷によるコストが生じ、更には、人命にかかわるります。

重大な事故又は災害等となる危険性があり、その復旧に要する費用

2011 年 11月及び2012 年 3月の油のしみ出しに関連して、ブラジ負担や操業が停止することによる機会損失等が生じることがありま

ル当局などからオペレーターのシェブロン社などに対し損害賠償、す。国内天然ガス事業においては、2010 年 1月以降、輸入 LNG 気化

操業の停止等を求める複数の訴訟提起その他通知等が行われておガスを原料ガスとして購入しており、更に2013 年 8月以降、直江津

り、その1つとしてブラジル連邦検察当局から、シェブロン社などに

LNG基地において輸入LNGを原料ガスとして購入しておりますが、

対し2011年11月及び2012年3月の事故についてそれぞれ200億レ

当該輸入 LNG 気化ガス・輸入 LNGの購入先及び直江津 LNG 基地

アル（約 9,000 億円。1レアル 45 円。）の損害賠償及び操業の一時における事故、トラブルなどにより輸入 LNG 原料ガスの調達ができ停止を求める訴訟2件が提起されました。

ない場合には、当社顧客への供給に支障をきたすなど、当社の国内天然ガス事業に悪影響を及ぼす可能性があります。

2013 年 9月13日、シェブロン社は、ブラジル連邦検察当局から提起されていた上記2 件の訴訟を終結するための合意書に署名しましまた、環境問題に関しては、土壌汚染、大気汚染及び水質・海洋汚た。2013 年 9月27日、
リオ市第 1 連邦裁判所は、同合意書を承認す染等が想定されます。当社グループでは、「 環境安全方針」を定め、るとともに、上記 2 件の訴訟の却下を決定し、2013 年 11月11日、同

当該国における環境関連法規、規則及び基準等を遵守することは勿決定が確定した旨を証する証明書を発行しました。
これにより、付随論のこと、自主的な基準を設け環境に対して充分な配慮を払いつつ関連する手続において裁判所の今後の判断を待つ部分が一部残さ作業を遂行していますが、何らかの要因により環境に対して影響をれているものの、上記 2 件の訴訟は実質的には終結したものと考え及ぼすような作業上の事故や災害等が生じた場合には、その復旧等られます。FJPL社を含む当社グループはこれらのいずれの訴訟等にのための対応若しくは必要な費用負担が発生したり、民事上、刑事ついても直接の当事者とはなっておりませんが、これらの訴訟等に上又は行政上の手続等が開始されてそれに伴う手続関連費用や損かかる合意書署名の結果としてシェブロン社が和解金等を負担した

害賠償等の金銭の支払い義務が生じたり、操業停止による損失等

場合には、フラージ鉱区における共同操業協定に基づきFJPL 社がが生じたりすることがあります。
さらに、当該国における環境関連法

権益保有分の負担を求められることとなり、その場合のFJPL社の負規、規則及び基準等（新エネルギー・再生可能エネルギー等の支援

担分は約17百万レアル（同約8億円）であります。

策を含む。）
が将来的に変更や強化された場合には、当社グループにまた、2013 年 9月、当社の連結子会社インペックス北カスピ海石

とって追加的な対応策を講じる必要やそのための費用負担が発生

油株式会社（当社出資比率 45% 。以下、
「 INCS 社」といいます。）がする可能性があります。

122Japão Petróleo Limitada（以下、「 FJPL 社」といいます。）が約18.3%の権益を保有するフラージ鉱区近傍の海上において油膜が7.56%の権益を保有するカザフスタン共和国北カスピ海沖合鉱区

当社グループは、作業を実施するにあたっては、損害保険を付保におけるカシャガン油田で原油の生産を開始しましたが、その後間することとしていますが、いずれの場合も、当該事故・災害等が当社もなくガスパイプラインにおいてガスリークが発見されたことから、グループの故意又は過失に起因する場合には、費用負担の発生に原油の生産を停止しています。
これに対して、オペレーターである

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

North Caspian Operating Company及び操業管理業務を請けて約1,343億カザフスタン・テンゲ（約750億円。1カザフスタン・テン

負うAgip KCO（以下、「オペレーターら」と総称します。）は、
ガスパ

ゲ 0.56円。）の金銭請求に関する通知を発出し、オペレーターらはイプライン内の残留ガスを生産施設で燃焼後、排出しました。
この作

その取り消しを求め係争中です。オペレーターらが最終的に当該金業に関し、2014 年 3月7日、カザフスタン環境保全省のアティラウ地額を負担した場合には、共同操業協定に基づきINCS社が権益保有

方管轄部は、環境関連法規の違反を理由に、オペレーターらに対し分の負担（約57億円）を求められる可能性があります。

2. 原油価格（油価）、天然ガス価格、外国為替、及び金利の変動が業績に与える影響について（ 1 ）油価、天然ガス価格の変動が業績に与える影響

油価並びに海外事業における天然ガス価格の大部分は国際市況に（ 2 ）外国為替の変動が与える業績への影響

当社グループの事業の多くは海外における探鉱開発事業であり、こより決定され、また、その価格は国際的又は地域的な需給、世界経れに伴う収入（売上）・支出（原価）は外貨建（主に米ドル）となってお済及び金融市場の状況を含む多様な要素の影響も受け著しく変動

り、損益は外国為替相場の影響を受けます。円高時には、円ベース

します。かかる事象は当社により管理可能な性質のものではなく、での売上・利益が減少し、逆に円安時には、円ベースでの売上・利益

将来の油価、天然ガス価格の変動を正確に予測することはできませが増加します。

ん。
当社グループの売上・利益は、かかる価格変動の影響を大きく受一方、当社グループは必要資金の借入にあたり、外貨建で借入をけます。その影響は大変複雑で、その要因としては以下の点が挙げ行っており、外貨建借入金は、円高時は期末円換算により為替差益られます。

が生じ、円安時には期末円換算により為替差損が生じることから、① 海外事業における大部分の天然ガスの販売価格は、油価に連動

上記の事業の為替リスクが減殺され、為替変動による損益面への影

していますが正比例していません。

響を小さくする方向に働きます。なお、当社は一部為替リスクを減じ② 売上・利益は売上計上時の油価・天然ガス価格を基に決定される手段を講じていますが、かかる手段は当社の為替リスクを全てカているため、実際の取引価格と期中の平均油価は必ずしも一致しま

バーするものではなく、外国為替の変動が与える影響を完全に取りせん。

除くものではありません。

また、国内事業における天然ガスは、2010年1月以降、従来からの国産天然ガスに加えて、一部海外からの輸入 LNG 気化ガスを原料（ 3 ）金利の変動が与える業績への影響

当社グループでは探鉱開発事業の必要資金の一部を借入金で賄っガスとして購入しています。当社国内天然ガス販売価格は、固定価ており、このうち大部分が米ドル建て6ヵ月LIBORベースの変動金格部分と一部輸入LNG価格の変動を販売価格に反映させる部分と利建の長期借入です。従って、当社の利益は米ドル金利変動の影響で形成されていますが、LNGなど競合エネルギーの市場価格の動を受けます。なお、当社は、一部金利リスクを減じる手段を講じてい向が、後者の部分に対して直接の影響を及ぼすのに加えて、前者のますが、かかる手段は当社の金利変動リスクを全てカバーするもの

固定価格部分に関しても年度ごとの販売先との契約協議に対してではなく、金利の変動が与える影響を完全に取り除くものではあり

間接的な影響を及ぼす可能性があります。

ません。

3. 海外における事業活動とカントリーリスクについて
当社グループは、
日本国外において多数の石油・天然ガス開発事業

び税制の変動（法令・規則の制定、改廃及びその解釈運用の変更をを遂行しています。鉱区権益の取得を含む当社グループの事業活動含みます。）等により、当社グループの事業や業績は、保険で損失補は、産油国政府等との間の諸契約に基づき行われていることから、填される場合を除き大きな影響を受ける可能性があります。

産油国における自国の資源の管理強化の動きや紛争等による操業

また、産油国政府は、開発コストの増加などの事業環境の変化、事業の遂行状況、環境への対応などを理由として、鉱区にかかわる
石油契約の条件の変更などを含めた経済条件の変更などを求める

資源の配分、国際社会による経済活動の規制、外国為替及び外国可能性があり、仮にかかる事態が生じ、経済条件の変更などが行わ

送金の政府統制、国際収支の状況を含みます。）の変化や、OPEC加れた場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性がありま盟国におけるOPECによる生産制限の適用、当該各国の法制度及す。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

財務・会社情報停止など、当該産油国やその周辺国等における、政治・経済・社会等の情勢（政府の関与、経済発展の段階、経済成長率、資本の再投下、

7123

4. 特定地域及び鉱区への依存度について（ 1 ）生産量延長に際し契約条件が不利に変更された場合には、当社グループの当社グループは、インドネシア共和国マハカム沖鉱区、アラブ首長

業績に悪影響を及ぼす可能性があります。
また、再延長された場合国連邦のADMA 鉱区、国内の南長岡ガス田等において安定的な原でも、その時点における残存可採埋蔵量は減少することが見込まれ

油・天然ガスの生産を行っています。当社グループにおいては、経営ています。当社グループでは、これに代替し得る鉱区権益の取得を

統合を通じて、事業地域を国内及びインドネシア、オーストラリアを図っていますが、代替し得る油・ガス田の鉱区権益を十分取得でき中心とするアジア・オセアニア地域、中東・アフリカ地域、
カスピ海沿ない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があり岸地域を含むユーラシア、米州などに幅広く分散し、よりバランスのます。
さらに、現在探鉱中の鉱区においても契約に探鉱期間が設定

とれたポートフォリオが構築されましたが、2014 年 3月期におけるされており、鉱区内において商業化の可能性がある原油・天然ガス

当社グループの生産量の地域別構成比率は中東・アフリカ地域の比の存在を確認している場合であっても、当該期間終了までに開発移率が約 41% 、
アジア・オセアニア地域が約 41%と太宗を占めており行の決定ができない場合などにおいては、産油国政府との協議によます。

り当該期間の延長、猶予期間の設定などに向けて努力する方針です

当社グループは、今後ともグローバルに更なる地域バランスのとが、かかる協議が不調に終わった場合には、当該鉱区からの撤退をれたポートフォリオの形成を目指していく方針でありますが、現状で余儀なくされる可能性があります。
また、一般に、契約につき、一方当は当社グループの生産量は、特定地域及び鉱区への依存度が高い

事者に重大な違反があるときには、契約期限の到来前に他方当事ため、これらの鉱区において操業が困難になる等の問題が生じた場

者から契約解除をすることができるのが通例ですが、これら主要事合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

業地域における契約においても同様の規定が設けられています。当（ 2 ）主要事業地域における契約期限等

社グループにおいては、
そのような事態はこれまで発生したことはな

当社グループの海外における事業活動の前提となる鉱区権益にかく、今後についても想定しておりませんが、もし契約当事者に重大なかる契約においては、鉱区期限が定められているのが通例でありま契約違反があった場合には、期限の到来前に契約が解除される可す。当社グループの主要事業地域であるインドネシア共和国マハ

能性があります。

カム沖鉱区におけるプロジェクトの生産分与契約の期限は、当初

また、海外における天然ガス開発・生産事業においては、多くの場

は1997 年 3月30日でしたが、1991 年に延長が認められ、現在では合、長期の販売契約・供給契約に基づいて天然ガスを販売・供給し2017 年 12月31日となっています。また、ADMA 鉱区におけるコンており、それぞれ契約期限が定められています。
これらの契約におけセッション契約に基づく鉱区権益の期限は、2018 年 3月8日（ただる期限の到来までに、延長又は再延長に向けてパートナーとともにし、上部ザクム油田は2041 年 12月31日まで延長されています。）と努力する方針ですが、延長又は再延長されない場合や延長された場なっています。当社グループでは、これらの契約の再延長に向けて合でも販売・供給数量の減少などがあった場合には、当社グループ

パートナーとともに努力する方針ですが、再延長されない場合や再の業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

5. 生産分与契約について（ 1 ）生産分与契約の内容

これに対して、探鉱作業の失敗や生産量の減少等により期待した生分与契約による鉱区権益を多数保有しています。

産を実現することができない場合には、コントラクターは投下した資生産分与契約は、一社又は複数の石油・天然ガス開発会社がコン
トラクターとして、産油国政府や国営石油会社から探鉱・開発のための作業を自身のコスト負担で請負い、コストの回収分及び報酬を124ることから、
コストの回収分及び利益ガスを現金で受け取ります。）。

当社グループはインドネシア、
カスピ海周辺地域などにおいて生産金の全部又は一部を回収できないこととなります。

（ 2 ）生産分与契約の会計処理

当社グループが生産分与契約に基づき鉱区権益を保有している場

生産物で受け取ることを内容とする契約です。
すなわち、探鉱・開発

合は、上述のとおりコントラクターとして当該鉱区の探鉱・開発作業

作業の結果、石油・天然ガスの生産に至った場合、コントラクターはに係る技術・資金を投下し、当該鉱区にて生産される生産物により負担した探鉱・開発コストを生産物の一部より回収し、さらに残余の投下した作業費を回収し、作業費回収後の残余生産物の一部を報生産物（原油・ガス）については、一定の配分比率に応じて産油国又酬として受け取っています。

は国営石油会社とコントラクターの間で配分します（このコスト回収

生産分与契約に基づき投下した作業費は、将来回収が期待され後の生産物のコントラクターの取り分を「利益原油・ガス」と呼びまる資産として貸借対照表の生産物回収勘定に計上しています。生産

す。なお、天然ガスの場合は販売がインドネシア共和国側で行われ開始後は、同契約に基づく作業費回収額を生産物回収勘定から控国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

除します。

として売上原価に計上し、そのうち事後的に算定される報酬部分で当該生産分与契約に基づき引き取る生産物は、作業費の回収部

ある生産物の金額を売上原価の調整項目（無償配分生産物）に計上

分と報酬部分に分けられるため、売上原価計算の方法にも特徴があします。従って、売上原価には、報酬部分控除後の作業費回収部分

ります。すなわち、引き取った生産物の金額は一旦生産物引取原価のみが計上されることとなります。

6. 国との関係について（ 1 ）当社と国との関係保有する開発関連資産の処理に関する方針」
（ 以下、
「 答申」
といい

2014年6月26日現在当社の発行済普通株式の約18.94％及び甲種

ます。）が2003年3月18日に発表されています。答申においては企業

類株式は経済産業大臣が保有していますが、当社の経営判断は民価値の成長を念頭に置きながら、適切なタイミングで市場を通じて間企業として自主的に行っており、国との間で役員派遣等による支株式を売却することが肝要とされています。
また、2011 年 12月2日

配関係もありません。
また、今後もそのような関係が生じることはなに施行された「東日本大震災からの復興のための施策を実施するたいものと考えています。
さらに国との間での当社の役員の兼任及びめに必要な財源の確保に関する特別措置法」（ 以下、「 復興財源確

国の職員の当社への出向もありません。

保法」といいます。）の附則第13条第1項第2号の規定においては、エ（ 2 ）経済産業大臣による当社株式の所有、売却

ネルギー政策の観点を踏まえつつ、その保有の在り方を見直すこと

経済産業大臣は、現在当社の発行済普通株式数の約 18.94％の株による処分の可能性について検討するとされています。
このため、今式を保有しています。同株式は2005 年 4月1日付で解散した石油公

後経済産業大臣は国内外で当社株式を売却する可能性があり、そ団が保有していたものを、同公団の解散に伴い経済産業大臣が承のことが当社の株式の市場価格に影響を及ぼす可能性があります。

継したものです。2005 年 4月1日付で解散した石油公団が保有してまた、経済産業大臣は当社甲種類株式 1 株を保有していますが、いた石油資源開発関連資産の整理・処分については、経済産業大甲種類株主である経済産業大臣は、当社普通株主総会又は取締役

臣の諮問機関である総合資源エネルギー調査会の石油分科会開発会決議事項の一部について拒否権を有しています。
甲種類株式に関

部会「石油公団資産評価・整理検討小委員会」により、「 石油公団がする詳細については後記「8. 甲種類株式について」をご参照ください。

7. 政府及び独立行政法人が保有する当社グループのプロジェクト会社の株式の取扱いについて（ 1 ） 石油公団が保有していた当社グループのプロ
ジェクト会社の株式の取扱い

石油開発と石油公団は統合の対象となる会社、統合比率等に関する詳細について合意に達し、「石油公団保有資産の国際石油開発株

前述の「答申」において、国際石油開発（ 2008 年 10月1日付で当社

式会社への統合に関する基本契約」
ほか関連契約を締結しました。

が同社を吸収合併。以下同じ。）
は中核的企業を構成すべきものと位統合基本合意書において国際石油開発への統合対象となった

置づけられ、ナショナル・フラッグ・カンパニーとして我が国のエネル

4つの会社のうち、ジャパン石油開発、インペックスジャワ株式会社

ギー安定供給の効率的な確保という政策目標の実現の一翼を担う（ 2010 年 9月30日に売却完了）及びインペックスエービーケー石油株式会社の3 社については2004 年に統合を完了しました。インペッ社が国際石油開発を吸収合併して以降においては当社）
ではこれを

クス南西カスピ海石油株式会社については、株式交換により国際石受け、政府による積極的な資源外交との相乗効果を生かし、我が国油開発の完全子会社とすべく手続を進めましたが、株式交換契約ののエネルギー安定供給の効率的な確保という政策目標の実現を図

条件が成就しなかったため同契約は失効し、予定していた株式交換

るとともに、透明性・効率性の高い事業運営の推進により、株主価値が取り止めとなり、その後、2005 年 4月1日付の石油公団の解散にの最大化を目指すこととしてまいりました。

伴い、同社の石油公団保有株式は、経済産業大臣に承継されていまその結果、答申において提言された石油公団保有株式の譲受けす。当社としては引き続き当該株式の取得の可能性につき検討して等による統合に関して、2004 年 2月5日付で「石油公団保有資産のいますが、当該株式に係る経済産業大臣の今後の取扱方針は未定

国際石油開発株式会社への統合に関する基本合意書」
（ 以下、
「統

となっていることに加え、「 復興財源確保法」の規定による検討の結合基本合意書」といいます。）及び統合基本合意書に附属する覚書

果如何では、今後、当社による当該株式の取得が実現しない可能性

（以下、
「 覚書」
といいます。）を締結し、2004 年 3月29日付で、国際もあります。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート20147

財務・会社情報ことが期待されていることから、同社（及び 2008 年 10月1日付で当125

2004 年 2月5日付の覚書においては、サハリン石油ガス開発株式

ターとするサハリンⅠプロジェクトの30.0％の権益を有しています。

会社（以下、「サハリン石油ガス開発」といいます。）、インペックス北同プロジェクトは、原油及び天然ガスの先行生産を目的とした第一カンポス沖石油株式会社、インペックス北マカッサル石油株式会社

次開発（フェーズ 1 ）として、2005 年 10月より生産を開始していま（2008 年 12月19日に清算結了）、インペックスマセラアラフラ海石す。さらに、天然ガス本格生産のための追加開発作業（フェーズ 2 ）油株式会社、
インペックス北カスピ海石油株式会社についての取扱を行う構想があります。なお、当社は同社発行済み普通株式の約

いが国際石油開発と石油公団の間で合意されています。
サハリン石

6.08%を保有しています。

油ガス開発の株式の取扱いについては、後記「（ 2 ）政府が保有する前述の答申において、サハリン石油ガス開発は、国際石油開発及サハリン石油ガス開発の株式の取扱いについて」をご参照ください。

びジャパン石油開発とともに、日本の石油・天然ガス開発事業におサハリン石油ガス開発以外の上記各社の石油公団保有株式の国際ける中核的企業を構成すべきものとされています。

石油開発への譲渡については、産油国や共同事業者の同意が得ら同答申を踏まえ、経済産業大臣が石油公団より承継したサハリン

れること、適切な資産評価が可能となること等の前提条件が整い次石油ガス開発の発行済み普通株式（50.0%）のすべてを国際石油開第、現金を対価として譲渡することとなっておりましたが、2005 年 4発を含む同社の民間株主が取得することとされており、当社が、同社

月1日付の石油公団の解散に伴い、上記各社の石油公団保有株式の発行済み普通株式の最大 33％を保有し、同社の筆頭株主になる

は、経済産業大臣に承継されたインペックス北マカッサル石油株式ことを想定しています。ただし、当該株式の取得にあたっては、同社

会社に係る株式を除き、独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源の共同事業者やロシア政府機関等の承諾が必要となる場合には、
こ機構（以下、「資源機構」といいます。）に承継されています。資源機構

れらの承諾が得られることが前提となります。加えて、同社の株主構は、同機構の中期目標、中期計画において、石油公団から承継した成や譲渡価格等についても、今後、合意に至る必要があります。

株式については、適切な時期に適切な方法を選択して処分すること

同社株式の追加取得が実現した場合には、当社グループは、
アジとしていますが、上記各社の資源機構保有株式の譲渡の時期、方法

ア・オセアニア、中東、
カスピ海等に加えて、ロシアの石油・天然ガス

は未定となっており、今後、当社による上記各社の株式の取得が実資産についても相当の持分を有することとなり、当社グループの海

現しない可能性もあります。

外資産ポートフォリオをよりバランスのとれたものとすることに貢献（ 2 ） 政府が保有するサハリン石油ガス開発の株式の取扱いするものと期待されます。

経済産業大臣はサハリン石油ガス開発の普通株式の50％を保有し意に至り追加取得が実現するか否か、
また、
追加取得が実現する場合でています。サハリン石油ガス開発は、サハリン島北東沖大陸棚におも具体的な取得内容及び取得時期については現時点ではいずれも未ける石油及び天然ガス探鉱開発事業を遂行するために1995 年に定であることに加え、「復興財源確保法」の規定による検討の結果如何設立された会社であり、同社は米国エクソンモービル社をオペレー

では、当社による同社株式の追加取得が実現しない可能性もあります。

ただし、想定どおり経済産業大臣と同社株式の追加取得について合

8. 甲種類株式について（ 1 ）種類株式の概要

126

同答申を受け、外資による同社の経営支配等の可能性を排除しつ① 導入の経緯

つ、経営の効率性・柔軟性を不当に阻害しないよう透明性が高く必

当社は、国際石油開発と帝国石油の株式移転による経営統合によ

要最小限の措置として発行されたものです。当社は、同答申の考え

り、2006 年 4月3日付で持株会社として設立されていますが、これに方を踏まえつつ、甲種類株式が当社にとっても投機目的による敵対伴い、国際石油開発が発行し、経済産業大臣が保有していた種類株

的買収や乗っ取り等の危険を防止する手段として有効なものと考え式が当社に移転され、同時に当社が同等の内容の当社種類株式（以られることからこれを発行したものです。

下、「 甲種類株式」といいます。）を経済産業大臣に対し交付してい② 株主総会議決権、剰余金の配当、残余財産分配、償還ます。
もともと、国際石油開発において発行された種類株式は、前記法令に別段の定めがある場合を除き、甲種類株式は当社株主総会「 7. 政府及び独立行政法人が保有する当社グループのプロジェク

において議決権を有しません。剰余金の配当及び残余財産の分配にト会社の株式の取扱いについて」において記述した答申において、ついては普通株式と同額となります。甲種類株式は、当該甲種類株

国際石油開発が中核的企業を構成すべきものと位置づけられ、ナ

主から請求があった場合、又は甲種類株式が国若しくは国が全額出

ショナル・フラッグ・カンパニーとして我が国向けエネルギーの安定資する独立行政法人以外の者に譲渡された場合には当社取締役会

供給の効率的実現の一翼を担うことが期待され、かかる観点から、の決議により償還されます。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

③ 定款上の拒否権

なお、上記のガイドラインについては、
エネルギー政策の観点から告

当社経営上の一定の重要事項（取締役の選解任、重要な資産の処示を変更する場合についてはこの限りではないことが規定されてい分、定款変更、統合、資本の減少及び解散）の決定については、当社ます。

株主総会又は取締役会の決議に加え、甲種類株式に係る甲種類株（ 2 ）甲種類株式のリスク

主総会の承認決議を要する旨、当社定款に定められています。従っ

甲種類株式は、外国資本による経営支配等の可能性を排除しつつ、て、甲種類株式を保有する経済産業大臣は、甲種類株主としてこれ

経営の効率性・柔軟性を不当に阻害しないよう、必要最小限の措置

ら一定の重要事項につき拒否権を有することとなります。

として発行されたものでありますが、甲種類株式に関連して想定さ④ ガイドラインに定める拒否権の行使の基準

れるリスクには、以下のものが含まれます。

かかる拒否権の行使については2008 年経済産業省告示第 220 号① 国策上の観点と当社及び一般株主の利益相反の可能性

（以下、
「 告示」
といいます。）においてガイドラインが設けられてお

経済産業大臣は告示に規定された上記のガイドラインに基づき拒否

り、以下の一定の場合にのみ拒否権を行使するものとされています。

権を行使するものと予想されますが、ガイドラインは、我が国向けエ・ 取締役の選解任及び統合に係る決議については、それらが否決

ネルギー安定供給の効率的実現の観点から設けられているため、経されない場合、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供

済産業大臣による拒否権の行使が当社又は当社の普通株式を保有

給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行する他の株主の利益と相反する可能性があります。
また、
エネルギー

われていく蓋然性が高いと判断される場合。

政策の観点から上記ガイドラインが変更される可能性があります。

・ 重要な資産の処分に係る決議については、対象となっている処分② 拒否権の行使が普通株式の価格に与える影響

等が、石油及び可燃性天然ガスの探鉱及び採取する権利その他

甲種類株式は、上記に述べたように当社の経営上重要な事項の決

これに類する権利、あるいは、当該権利を主たる資産とする当社定について拒否権を持つものであるため、特に、実際にある事項につ

子会社の株式・持分の処分等に係るものである場合であって、そいて拒否権が発動された場合には、当社普通株式の市場価格に影れが否決されない場合、中核的企業として我が国向けエネルギー

響を与える可能性があります。

安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に否定的な影響が及③ 当社の経営の自由度や経営判断への影響

ぶ蓋然性が高いと判断される場合。

前述のような拒否権を持つ甲種類株式を経済産業大臣が保有して・ 当社の目的の変更に関する定款変更、資本の減少及び解散についることにより、当社は、上記各事項については甲種類株主総会の

いては、それらが否決されない場合、中核的企業として我が国向決議を要することとなるため、当社は経済産業大臣の判断によってけエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に否定

はその経営の自由度を制約されることになります。
また、上記各事項的な影響が及ぶ蓋然性が高いと判断される場合。

につき甲種類株主総会の決議を要することに伴い、甲種類株主総会

・ 当社普通株式以外の株式への議決権の付与に関する定款変更については、それが否決されない場合、甲種類株式の議決権行使にの招集、開催及び決議等の各手続に、また必要に応じて異議申立の処理に一定期間を要することとなります。

影響を与える可能性のある場合。

9. 兼任社外取締役について
当社の取締役会は現在 16 名の取締役で構成されていますが、うち5名は社外取締役であります。
社外取締役 5 名のうち4 名は、当社の事業分野に関して長年の知識、経験を有する経営者等であり、当社としては、専門的、客観的立ことを期して、取締役を委嘱しています。

の事業を行っている企業であることから、競業その他利益相反の可能性があり、
コーポレート・ガバナンス上の特段の留意が必要であると認識しています。

7

このため、当社では、当社取締役が会社法上の競業避止義務、利財務・会社情報

場から当社の事業運営に意見を述べ、当社事業の発展に寄与する

一方、当社株主会社はいずれも当社グループの事業と同一分野

益相反取引への適切な対処や情報漏洩防止等に関して、常に高い

なお、かかる取締役は、当社株主である石油資源開発株式会社、

意識をもって経営にあたり、当社取締役としての職務を的確に遂行

三井石油開発株式会社、三菱商事株式会社及びJXホールディング

していくことの重要性に鑑み、上記 4 名の社外取締役を含む全取締ス株式会社（以下、「当社株主会社」といいます。）の顧問等を兼任し役から、これらの点を確認する「誓約書」を受理しています。

ています。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

127石油・天然ガスの埋蔵量および生産量について

1. 石油及び天然ガスの埋蔵量
確認埋蔵量

下記の表は、
当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社

2014 年 3月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然

び LPGの確認埋蔵量は12 億 7,838 万バレル、天然ガスの確認埋蔵

ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基量は6兆7,352億立方フィート、合計で25億3,185万バレル（原油換

準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取算）となっています。

活動-石油及びガス」に準拠しています。
原油

確認埋蔵量
連結対象会社分
2012年3月31日現在
拡張及び発見
買収及び売却
前年度分調整期中生産量
2013年3月31日現在
持分法適用関連会社分
2012年3月31日現在
拡張及び発見
買収及び売却
前年度分調整期中生産量
2013年3月31日現在
確認埋蔵量
2013年3月31日現在
連結対象会社分
2013年3月31日現在
拡張及び発見
買収及び売却
前年度分調整期中生産量
2014年3月31日現在
持分法適用関連会社分
2013年3月31日現在
拡張及び発見
買収及び売却
前年度分調整期中生産量
2014年3月31日現在
確認埋蔵量
2014年3月31日現在
確認開発埋蔵量
連結対象会社分
2014年3月31日現在
持分法適用関連会社分
2014年3月31日現在
確認未開発埋蔵量
連結対象会社分
2014年3月31日現在
持分法適用関連会社分
2014年3月31日現在

日本

ガス

アジア・オセアニア
原油

ガス

ユーラシア
（欧州・NIS）
原油

ガス

中東・アフリカ

原油

ガス

原油

米州

ガス

原油

合計

ガス

(MMbbl)(Bcf)(MMbbl)(Bcf)(MMbbl)(Bcf)(MMbbl)(Bcf)(MMbbl)(Bcf)(MMbbl)

(Bcf)

16
—
—
0
(1)
15

651
—
—
7
(49)
609

255
—
(24)
(1)
(21)
208

6,509
—
(698)
(92)
(212)
5,507

188
—
—
4
(9)
183

—
—
—
42
—
42

371
—
—
23
(31)
363

—
—
—
—
—
—

0
—
9
(0)
(0)
9

195
63
7
55
(24)
296

831
—
(15)
26
(63)
779

7,354
63
(691)
12
(284)
6,454

—
—
—
—
—
—

—
—
—
—
—
—

2
0
—
0
(0)
3

439
11
—
(116)
(19)
314

—
—
—
—
—
—

—
—
—
—
—
—

147
—
10
12
(27)
142

—
—
—
—
—
—

1
—
—
5
—
6

0
—
—
0
—
0

150
0
10
17
(27)
151

439
11
—
(116)
(19)
315

15

609

211

5,821

183

42

505

—

15

297

929

6,768

15
7
—
(0)
(1)
21

609
261
—
(8)
(46)
816

208
—
—
8
(17)
199

5,507
3
—
12
(217)
5,306

183
—
—
13
(10)
186

42
—
—
(15)
—
27

363
408
—
2
(31)
742

—
—
—
—
—
—

9
—
—
(0)
(0)
9

296
22
—
7
(37)
288

779
414
—
23
(59)
1,157

6,454
286
—
(4)
(300)
6,437

—
—
—
—
—
—

—
—
—
—
—
—

3
—
—
(1)
(0)
2

314
—
—
(1)
(15)
298

—
—
—
—
—
—

—
—
—
—
—
—

142
—
—
3
(30)
115

—
—
—
—
—
—

6
—
—
(1)
(0)
5

0
—
—
0
(0)
1

151
—
—
1
(31)
121

315
—
—
(1)
(15)
298

21

816

201

5,603

186

27

857

—

13

289

1,278

6,735

14

557

22

399

39

—

543

—

0

140

619

1,096

—

—

1

182

—

—

100

—

5

1

106

183

6

259

178

4,906

147

27

199

—

9

149

539

5,341

—

—

1

116

—

—

15

—

—

—

15

116

（注）1 当社は SEC 開示基準に基づき、当社確認埋蔵量の 15% 以上を占める国における当社の確認埋蔵量を開示しています。 2014 年 3 月 31 日時点、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約 1
億 7,098 万バレル、天然ガスが約 4 兆 6,414 億立方フィート、合計で約 10 億 3,609 万バレル（原油換算）となっています。
2 以下の鉱区及び油田の確認埋蔵量（ 2014 年 3月31日現在）には、少数株主に帰属する数量が含まれています。
ユーラシア（欧州・NIS ）ACG 油田（ 49% ）、
カシャガン油田（ 55% ）/ 米州 コパ・マコヤ鉱区（ 30% ）、ホーンリバー地域（ 54.91% ）3 MMbbl：百万バレル
4 Bcf：十億立方フィート

5 原油には、コンデンセート及びLPGを含みます。

128

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び2014 年3月期における変動
確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッ算定されています。
また、年間割引率は 10%を使用しています。

シュ・フローの割引現在価値及び2014年3月期における変動につい2013年3月31日及び2014年3月31日現在の為替レートはそれぞての開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っておれ期末公示仲値の1米ドル93.99円、102.92円を使用しています。

り、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠していまなお、本情報は米国財務会計基準審議会が定める規則に従ってす。

算定されており、経済的な価値が潜在的な埋蔵量を考慮していない

将来キャッシュ・インフローの算定は、確認埋蔵量から算定されこと、一律で設定される割引率 10%を使用していること、油価は常る将来生産量及び期中の月初油・ガス価平均価格を使用していま時変化することから、原油、コンデンセート及び LPG・天然ガス埋蔵す。将来の開発費は一定の油価、及び現在の経済、操業、規制状況

量の時価もしくはキャッシュ・フローの現在価値の当社としての見通が継続することを前提としています。将来の法人税は、将来の税引前しを示すものではありません。

キャッシュ・フローに対し既存の法令に基づいた税金を条件として2013年3月31日現在

合計

連結対象会社分¥12,788,034
将来キャッシュ・インフロー(4,119,855)
将来の産出原価及び開発費(5,057,270)
将来の法人税3,610,909
割引前の将来純キャッシュ・フロー
(2,264,436)
年間割引率10%
1,346,473
標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・
フローの割引現在価値

百万円
アジア・
ユーラシア
オセアニア （欧州・NIS） 中東・アフリカ

日本

米州¥960,873(176,309)(277,685)
506,879(244,270)
262,609¥6,238,258(2,242,999)(2,078,271)
1,916,987(1,369,592)
547,396¥1,702,492(438,236)(265,673)
998,583(545,223)
453,359¥3,736,754(1,188,643)(2,417,554)
130,557(80,178)
50,379¥149,658(73,669)(18,087)
57,903(25,172)
32,731

1,696,889(566,833)(974,897)
155,159(63,444)
91,715

—
—
—
—
—
—

168,545(76,271)(47,627)
44,647(31,381)
13,266

—
—
—
—
—
—

1,470,807(446,072)(925,608)
99,127(28,798)
70,33057,537(44,490)(1,662)
11,385(3,265)8,119標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・
フローの割引現在価値合計 ¥ 1,438,188¥262,609¥ 560,661¥ 453,359¥ 120,708¥ 40,850

中東・
アフリカ

米州

持分法適用関連会社分
将来キャッシュ・インフロー
将来の産出原価及び開発費
将来の法人税割引前の将来純キャッシュ・フロー
年間割引率10%標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値（注） 1

以下の鉱区及び油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。
ユーラシア（欧州・NIS）ACG 油田（49%）、カシャガン油田（55%）/ 米州 コパ・マコヤ鉱区（30%）、ホーンリバー地域（54.91%）

2014年3月31日現在

合計

連結対象会社分¥17,341,495
将来キャッシュ・インフロー(5,214,355)
将来の産出原価及び開発費(7,756,030)
将来の法人税4,371,111
割引前の将来純キャッシュ・フロー
(2,724,139)
年間割引率10%
1,646,972
標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・
フローの割引現在価値

日本¥1,216,700 ¥ 6,010,999(232,106) (2,022,074)(390,578) (1,791,151)
594,016
2,197,774(353,477) (1,399,641)
240,539
798,133

1,502,675(559,626)(807,541)
135,508(34,528)
100,980

—
—
—
—
—
—

標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計 ¥ 1,747,952¥ 240,539（注） 1¥1,830,647 ¥ 8,114,992(475,798) (2,430,435)(294,204) (5,270,507)
1,060,645
414,050(638,328)(301,903)
422,316
112,146

172,531(100,520)(37,642)
34,369(18,128)
16,242

—
—
—
—
—
—

814,375¥ 422,316¥¥¥168,157(53,942)(9,589)104,627(30,790)
73,837

1,283,450(422,426)(768,867)
92,158(13,834)
78,324

46,694(36,681)(1,032)8,981(2,566)
6,414

190,471¥ 80,2527

財務・会社情報

持分法適用関連会社分
将来キャッシュ・インフロー
将来の産出原価及び開発費
将来の法人税割引前の将来純キャッシュ・フロー
年間割引率10%標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値

百万円
アジア・
ユーラシア
オセアニア （欧州・NIS）

以下の鉱区及び油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。
ユーラシア（欧州・NIS）ACG 油田（49%）、カシャガン油田（55%）/ 米州 コパ・マコヤ鉱区（30%）、ホーンリバー地域（54.91%）

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014129連結対象会社分
期首割引現在価値（2013年4月1日）
変動要因：
産出された油・ガスの販売または移転
油ガス価及び生産単価の純増減発生した開発費
将来の開発費の変動
埋蔵量の変動時間の経過による増加
法人税の変動拡張及び発見、産出技術の改良
その他
期末割引現在価値（2014年3月31日）
（注） 1

百万円
ユーラシア
（欧州・NIS）

中東・
アフリカ

米州

持分法適用
関連会社分

合計

日本

アジア・
オセアニア

¥1,438,188¥262,609¥ 547,396¥453,359¥ 50,379¥32,731¥ 91,715(940,350)(767,958)
503,931(49,289)
857,625
176,596389,751
3,398
136,061¥1,747,952(64,803)(67,001)—(4,216)48,17424,516
16,311—
24,950¥240,539(307,805)(370,213)
377,559
9,002
99,41083,103308,170—
51,511¥ 798,133(87,312)(47,267)
49,610(19,356)(32,763)
48,49814,459—43,087¥422,316(240,554)(249,342)
31,463(21,508)
724,450
5,944(196,868)
3,398
4,786
¥ 112,146(5,615)(1,478)27,595(2,474)
6,518
5,756
7,794
—
3,011
¥73,837(234,260)(32,656)
17,704(10,737)
11,837
8,779
239,886—
8,714¥ 100,980

以下の鉱区及び油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。

ユーラシア（欧州・NIS）ACG 油田（49%）、カシャガン油田（55%）/ 米州 コパ・マコヤ鉱区（30%）、ホーンリバー地域（54.91%）
2 「拡張及び発見、産出技術の改良」には、買収及び売却を含みます。

2014 年 3月31日現在の推定埋蔵量（ probable reserves ）及び予想埋蔵量（ possible reserves ）下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社

ト、合計で 19 億 4,544 万バレル（原油換算）となっています。また、の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG 及び天2014 年 3月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及び然ガスの推定埋蔵量及び予想埋蔵量です。2014 年 3月31日現在の

LPGの予想埋蔵量は1億2,134万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は当社グループの原油、コンデンセート及び LPGの推定埋蔵量は8 億2兆5,560億立方フィート、合計で6億0,476万バレル（原油換算）と5,366 万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は6 兆 0,269 億立方フィー

なっています。

2014年3月31日現在

推定埋蔵量
原油・コンデンセート・LPG（MMbbl）
天然ガス（Bcf）

2014年3月31日現在

予想埋蔵量
原油・コンデンセート・LPG（MMbbl）
天然ガス（Bcf）

アジア・
オセアニア

日本

2
80

176
5,724
アジア・
オセアニア

日本

2
65

87
2,349

ユーラシア
（欧州・NIS） 中東・アフリカ

368
126

（注） 1 MMbbl ：百万バレル
2 Bcf ：十億立方フィート
3 米州の原油・コンデンセート・ LPG の推定・予想埋蔵量にはビチューメンの埋蔵量が含まれています。

130

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

190
—

ユーラシア
（欧州・NIS） 中東・アフリカ

4
—

米州

2
—

小計

89
49

米州

825
5,979

小計

10
36

105
2,450

持分法適用
関連会社分

29
48
持分法適用
関連会社分

16
106

合計

854
6,027

合計

121
2,556

2. 石油及び天然ガスの生産量
下記の表は、
当社の原油・天然ガス及び原油・天然ガス合計の平均生産量（日量）
を主要地域別に掲載しています。持分法適用関連会社の当社分生産量につきましては、地域ごとに分類しておりません。
2014年3月31日終了の事業年度の当社グループの原油生産量は日量244.9千バレル、天然ガス生産量は日量876.4百万立方フィート、原油・天然ガス（原油換算）となっています。2012年3月31日終了の事業年度より、天然ガスから原油への換算方法を変更しています。
合計で日量408.8千バレル
2009

2010

2011

2012

2013

2014

原油・コンデンセート・LPG（千バレル/日）
日本

4.9

4.5

3.9

3.8

3.9

3.6

アジア・オセアニア

44.7

47.7

65.1

62.5

58.0

45.8

24.8

26.9

27.9

25.0

25.1

26.1

中東・アフリカ

81.0

73.3

73.0

84.3

84.4

84.4

ユーラシア（欧州・NIS）
米州

2.7

5.5

2.3

0.1

0.1

0.1

小計

158.1

158.0

172.2

175.7

171.5

160.0

65.1

60.4

67.4

75.4

74.4

84.9

合計

223.2

218.3

239.6

251.2

245.9

244.9

81.5

79.7

87.5

91.9

89.8

89.4

持分法適用関連会社分

年間生産量（百万バレル）
天然ガス（百万立方フィート/日）
日本

アジア・オセアニア

ユーラシア（欧州・NIS）
中東・アフリカ

米州

小計

持分法適用関連会社分

合計

年間生産量（十億立方フィート）

164.9

155.1

128.7

127.6

133.7

125.5

842.8

880.5

836.0

665.0

586.4

602.8

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

82.3

86.9

81.1

72.4

90.9

107.4

1,090.0

1,122.6

1,045,9

865.0

811.0

835.7

—

—

56.6

62.7

52.4

40.7

1,090.0

1,122.6

1,102.5

927.7

863.4

876.4

397.8

409.7

402.4

339.5

315.1

319.9

原油・天然ガス合計（千バレル（原油換算）/日）
日本

32.4

30.4

25.3

27.7

29.0

27.2

アジア・オセアニア

185.1

194.5

204.4

189.5

169.4

159.9

24.8

26.9

27.9

25.0

25.1

26.1

中東・アフリカ

81.0

73.3

73.0

84.3

84.4

84.4

ユーラシア（欧州・NIS）
米州

16.4

20.0

15.8

13.1

16.2

19.0

小計

339.7

345.1

346.5

339.7

324.0

316.7

65.1

60.4

76.8

86.5

83.8

92.1

合計

404.9

405.4

423.3

426.2

407.8

408.8

147.8

148.0

154.5

156.0

148.8

149.2

持分法適用関連会社分

年間生産量（百万バレル（原油換算））

財務・会社情報

7

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014131石油・天然ガス用語■ 一次エネルギー■ 原油換算バレル（BOE）■ 再生可能エネルギー

子力、風力、潮流、地熱、太陽エネルギー

equivalent）とは、主に天然ガスの体積

石燃料に対し、太陽、風力、水力、海洋、バ

単位（立方フィート等）
を原油の体積単位

イオマスなど地球上で繰り返し生じる自（バレル）に換算したもの。天然ガスの熱

然現象のなかから得られるエネルギーの

石炭、石油、天然ガス、薪（まき）、水力、原など自然から直接採取されるエネルギー
を一次エネルギーという。
■ オイルサンド

坑井によって容易にくみあげることが可

能な通常の原油と異なり、流動性のない
高粘度のタール状原油を含む砂岩層のことを指す。採取された原油は、粘性に応じてビチューメン、あるいは超重質油と呼原 油 換 算 バレル（ BOE : Barrel of oil

石炭、石油など将来枯渇が予測される化

量を標準的な原油1バレルの熱量を基準総称。枯渇の心配がなく、また大気汚染に換算する。

も起こさないエネルギー源として、
その利

■ コア

いろいろな調査を目的として掘削中の坑井において地下の地層から採取される円
柱状の岩石サンプル。通常、コア掘りによ用技術の開発が行われている。
■ 試掘井（しくつせい）

試掘井とはまだ知られていない油層を探し当てるために掘られる坑井であり、
ワイ

ばれる。

り採取される。

ルド・キャット（ Wild Cat）とも呼ばれる。

■ オペレーター■ 国際エネルギー機関の広がりなどを確かめ、油層の全体像を契約において、権益を保有する当事者が主要石油消費国から構成されるエネル

石油・天然ガスの探鉱開発に関する石油

複数の場合、当事者間で共同操業協定を締結し、作業遂行に必要となるすべての事項の権利義務について合意しておく必要があり、その際、実際の石油操業を実施・管理する当事者をオペレーターと呼ぶ。
これに対し、オペレーター以外の当事者は、ノン・オペレーターと呼ばれる。
■ 確認埋蔵量（かくにんまいぞうりょう）

確認埋蔵量（ proved reserves）の定義

は、米国の投資家に広く知られている米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10
（ a）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 件および 操
業条件のもとで、将来にわたり合理的な
確 実 性をもって回収することが可 能である原油・天然ガスの数量（ estimatedとされる。
quantities）■ 可採年数（かさいねんすう）

ある年の年末の埋蔵量（ reserves）を、その年の年間生産量（ production）で除した数値を、可採年数（ R/P）といい、その生産量で毎年生産していった場合、何年生産が継続できるかを示す指標。

（IEA：International Energy Agency）

なお、
これにより新たに発見された油層把握するための坑井を探掘井という。

ギーの共同行動機関で、OECDに付属す■ シェールガス

産油国政府・国営石油会社などから契約るガスを指す。水平坑井を掘削し、水圧る独立機関として 1974 年に創設された。 非在来型天然ガスの一種。在来型天然ガスといわれる従来のガス田の場合と異な■ コンセッション契約
り、硬いシェール（頁岩）層に含まれていまたは認可により鉱業権（日本における破砕法によってシェール層へ人工的にガ鉱業権ならびに海外におけるパーミット、 ス採取用の割れ目を作りガスを採掘する。
ライセンスまたはリースを含む）が石油会
近年はこれらの採掘技術の進歩などによ社に直接付与される契約。石油会社は自ら投資してそこから得られる石油・ガスの処分権を持ち、売上からロイヤリティ、税金等の形で産油国へ還元する。
■ コンデンセート（超軽質原油）

一般に、ガス田から液体分として採取される原油の一種で、地下では気体状で存在しているが、地上で採取する際、凝縮する液体（油）をコンデンセート油、またはり特に北米地域においてシェールガス生
産量が飛躍的に向上している。
■ 条件付資源量

確認・推定・予想埋蔵量のほかに、将来、潜在的に回収可能と評価される資源量。
資源の発見はあるものの、諸条件により現時点では商業性があると判断することができない資源量を指す。

単にコンデンセートと呼ぶ。

■ 推定埋蔵量（※当社）■ 最終投資決定（FID）

推 定 埋 蔵 量（ probable reserves）の発フェーズ（設計・調達・建設作業）の移石油会議（ WPC）・米国石油地質技術

石油・天然ガスプロジェクトにおいて、開行を行うにあたり、当該プロジェクトへの投資を最終決定すること。最終投資決（すいていまいぞうりょう）

定義は、石油技術者協会（ SPE）が世界者協会（ AAPG）・石油評価技術者協会（ SPEE）の支 援のもとに策 定した基 準定を行う際は、開発にあたっての許認可、 （ PRMS）に従っており、地質的・工学的

資金確保、生産物の販売目途などが必要となる。

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原油・天然ガスの数量とされる。

132

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

■ 生産分与契約（PS契約）■ 非在来型天然ガス■ EPCコントラクター（せいさんぶんよけいやく）（ひざいらいがたてんねんがす）一社または複数の石油・天然ガス開発会

通常の油田・ガス田以外から生産される社がコントラクターとして、産油国政府や天然ガス。すでに一部では商業生産が行

国営石油会社から探鉱・開発のための作

われているもの（タイトサンドガス、炭層業を自身のコスト負担で請負い、コストのメタン、バイオマスガス、シェールガス）、 （ Engineering）、調達（ Procurement）、建回収分および報酬を生産物で受け取ることを内容とする契約。
■ 石油メジャー国際石油資本とも呼ばれ、ExxonMobil（米）、
Royal Dutch Shell（英蘭）、BP（英）、

Chevron（米）、TOTAL（仏）の5社が5大メジャーとして有名で、各社とも石油事
業上流・下流両部門を保有する一貫体制となっている。
■ 二次エネルギー

一次エネルギー源を転換および加工すおよび今後商業生産が期待されるもの（メタンハイドレート、地 球 深 層ガスなど）を含む。
■ ブレント原油（Brent Crude）

原油価格市場において主要な位置を占める原油の一つで、主にイギリスの北海にあるブレント油田から採鉱される硫黄分の少ない軽質油。
■ フローティングLNG（フローティング・エル・エヌ・ジー）

LNGプラントを搭載した大型の船体で天ることによって得られる電力、都市ガス、 然ガスを液化し、LNG船に直接出荷する開発方式。
コークスなどを二次エネルギーという。
■ ネット生産量■ ランプ・サム契約

り分を指す。具体的には、生産分与契約

な総額を合意して成立する契約。実際にネット生産量とは生産量の正味経済的取における産油国政府取分が引かれた後の数量と、コンセッション契約における権益取分の数量をあわせたものであり、引取り・販売可能な原油・天然ガスの数量となる。
■ メタンハイドレート

非在来型天然ガス資源の一種で、水分子が水素結合により形成する格子のなかにメタン分子を取り込んだ固体結晶。メタ
ンハイドレートは低温・高圧の環境で安定するため、陸上ではシベリア、
カナダ、
アラスカ等の永久凍土層の下、海洋では水深500m以深に存在している。

かかる費用に一定の料金を加算した金額を支払うことをあらかじめ約束するコ
スト・プラス・フィー契約と区別される。
■ リグ

石油・天然ガスを探したり、採取するための井戸を掘削する装置のこと。
■ ロイヤリティ

地下鉱物の所有者（たとえば国または地方政府）
が、鉱業権付与に際し、生産費用を負担せずに、生産物に対し留保する一定の持分（シェア）をいう。生産量が増加するにつれてこの持分が増大することもある。現金のほか、現物で支払われること

削請負業者（ドリリング・コントラクター）や 物 理 探 査 請 負 業 者 など 多 数 のコン
トラクター を 起 用 する。そのうち、設 計
設（ Construction）の作業を請け負う業者
をEPCコントラクターと呼ぶ。
■ FEED（基本設計）作業

FEEDとは、Front End Engineering

Designの略で、基本設計のことを指す。
FEED 作業では、EPC（設計・調達・建設）作業の前に技術的課題や概略費用などが検討・算出され、それを踏まえてEPC 作業の入札が行われる。
■ FPSO（エフ・ピー・エス・オー）

Floating Production, Storage andOffloading system（沖合生産・貯油出荷施設）のことで、生産される原油やコンデン
セートを設備内のタンクに貯め、そこから直接輸送タンカーへの積出を行う設備。
■ LNG（Liquefied Natural Gas）

液化天然ガスのことで、メタンを主成分とする天 然ガスから水 分、硫 黄 化 合 物、CO2などの不純物を除去した後、超低温（マイナス162度）に冷却し、液化されたもの。それに伴って体積が600分の1に圧縮され、大量の輸送が可能になる。
■ LPG（Liquefied Petroleum Gas）

液化石油ガスのことで炭素数3および4の炭化水素、すなわちプロパン、
プロピレ
ン、
ブタン、
ブチレン、またはこれらを主成分とする石油製品のこと。液化石油ガス
は常温・常圧下では気体だが、加圧や冷却により液化する。

7もある。

財務・会社情報■ バレル

工事や作業の請負契約において、固定的

石油・天然ガスの探鉱・開発事業では、掘バレルは樽（たる）の意味で、石油の場合

1バレル=42ガロン（約159リットル）。

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014133索引・単位換算

財務・経理関係

非財務情報関係

12年間の主要財務情報 .....................................................82­83
MD&A（経営陣による財政状態および経営成績の検討と分析）.....87­
財務ハイライト ............................................................14­15, 16
資金調達 .......................................................................... 29, 81
セグメント別売上高／営業利益 ..........................................46­47
投資計画 ....................................................................28­31, 81
当社特有の会計処理 .........................................................84­86
配当・株主還元 ............................................................ 12, 16, 28
連結子会社および関連会社 ............................................118­119
連結キャッシュ・フロー計算書 .........................................100­101
連結財務諸表の注記 .....................................................102­116
連結損益計算書 ...................................................................... 96
連結貸借対照表 ................................................................94­95

ガスサプライチェーン ............................................................... 43
経営トップからのメッセージ..................................................4­12生産量 ...............................................................17, 46­47, 131

石油・天然ガスの需要 .............................................................. 27
戦略、経営計画（中長期ビジョン）....................................8, 28­29

同業他社比較（生産量・埋蔵量）................................................ 32

ビジネスモデルと強み ............................................22­25, 30­31

プロジェクト数 ..................................................................46­47
プレスリリース ...................................................................18­20
マーケット環境・事業環境...................................................26­27

埋蔵量 .............................................6, 17, 30, 46­47, 128­130
油価・為替・株価 ................................................................14­15

プロジェクト関係

ESG関係（環境・社会・ガバナンス）

ACG油田（アゼルバイジャン）................................................... 55
ADMA鉱区（アラブ首長国連邦（U.A.E.））.................................. 57
BTCパイプラインプロジェクト................................................... 55
アバディLNGプロジェクト（インドネシア）................................... 51
アンゴラ共和国 ブロック14鉱区（アンゴラ）................................ 57
イクシスLNGプロジェクト（豪州）........................................34­41
ヴァンゴッホ油田、
ラベンスワース油田（豪州）............................. 53
カナダ シェールガスプロジェクト（カナダ）.................................. 59
北カスピ海沖合鉱区（カシャガン油田）（カザフスタン）................. 54
キタン油田（チモール海共同開発地域）...................................... 53
コパ・マコヤ、
グアリコオリエンタル鉱区（ベネズエラ）................... 61
国内天然ガス事業 .................................................................. 63
国内の発電事業 ..................................................................... 64
コンゴ沖合鉱区（コンゴ民主共和国）......................................... 57
ジョスリン オイルサンドプロジェクト（カナダ）............................. 60
地熱 ....................................................................................... 64
セブク鉱区ルビーガス田（インドネシア）..................................... 50
直江津LNG基地 ............................................................... 42, 63
バユ・ウンダンプロジェクト（チモール海共同開発地域）............... 53
フラージ鉱区（ブラジル）........................................................... 61
プレリュードFLNGプロジェクト（豪州）...................................... 52
ベラウ鉱区（タングーLNGプロジェクト）（インドネシア）............... 52
マハカム沖鉱区／アタカユニット（インドネシア）.......................... 49
南ナトゥナ海B鉱区（インドネシア）............................................ 50

CSR活動 ..........................................................................66­69
温室効果ガス排出量 ................................................................ 17
経営諮問委員会 ...................................................................... 75
甲種類株式 .............................................................71, 126 –127
コーポレート・ガバナンス....................................................70­78
社内委員会 ............................................................................. 74
事業等のリスク .............................................................120­127
従業員数 ..................................................................14­15, 135
情報開示体制、IR活動........................................................74­75
水資源使用量 ......................................................................... 17
役員一覧（取締役・監査役・執行役員）......................72­73, 76­78
役員報酬 ................................................................................ 71

単位換算
原油

天然ガス

1kl 6.29bbl

1cf 1,000 Btu*

1トン 7.4bbl

10億m3 700千トン（LNG）

1bbl 6,000cf（天然ガス）

100百万cf／日 700千トン／年（LNG）

100千bbl／日 4百万トン/年（LNG）

1兆cf 1百万トン 20年（LNG（）20百万トン）

販売ガス

1m3 37.32cf

LPG

1トン 10.5bbl（原油）（注）単位換算値は概算値です。本アニュアルレポートに記載の生産量・埋蔵量で使用の換算値とは異なる場合があります。
また、取引や証明に使用できる精度を保証していません。

*英国熱量単位134

国際石油開発帝石株式会社 アニュアルレポート2014

LNG
1トン
8.8bbl（原油）3
1,400m（天然ガス）
53百万Btu*会社情報2014 年 3月31日現在

会社データ
社

名

住
所
従業員数
事業内容

国際石油開発帝石株式会社（英：INPEX CORPORATION）
設
立 2006年4月3日
資 本 金 2,908億983万5,000円〒107-6332 東京都港区赤坂5-3-1 赤坂Bizタワー
2,874 名（連結）
石油・天然ガス、その他の鉱物資源の調査、探鉱、開発、生産、販売および同事業に付帯関連する事業、それらを行う企業に対する投融資

組織図 （2014 年6月末現在）
株主総会
取締役会

監査役会

経営会議

社長

経営諮問委員会

監査ユニット

技術本部

マセラ事業本部

CSR 委員会

HSEユニット

営業第1本部

イクシス事業本部

コンプライアンス委員会

総務本部

営業第2本部

国内事業本部

経営企画本部

アジア・オセアニア・
大陸棚事業本部

天然ガス供給本部

コーポレート HSE 委員会

新規プロジェクト開発本部

情報セキュリティ委員会

財務・経理本部
資材・情報システム本部

アメリカ・アフリカ事業本部
ユーラシア・中東事業本部

株式データ
発行可能株式総数

株主数および発行済株式の総数
普通株式 .......................... 39,546名／1,462,323,600株※1

普通株式 ......... 3,600,000,000株
甲種類株式 ........................... 1株※1

甲種類株式※2 ......................... 1名（経済産業大臣）／1株※1 2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株を400株に分割しました。
※2 当社定款においては、経営上の一定の重要事項の決定について株主総会または取締役会の決議に加え、甲種類株主総会の決議が必要である旨が定められています。

大株主（普通株式）の状況
株主名

株式の分布状況
持株数（株） 持株比率（ % ）注

人数（名）

株式数（株）

持株比率（ % ）注1

106

205,871,300

14.08

経済産業大臣276,922,800

18.94

石油資源開発株式会社

106,893,200

7.31

証券会社

48

12,812,864

0.88

三井石油開発株式会社

53,154,000

3.63

その他国内法人

405

244,083,824

16.69

日本トラスティ・サービス信託銀行株式会社（信託口） 45,528,500

3.11

経済産業大臣 注2

1

276,922,800

18.94

JXホールディングス株式会社

金融機関（信託口を含む）

43,810,800

3.00

外国法人等

691

678,718,803

46.41

日本マスタートラスト信託銀行株式会社（信託口） 41,004,300

2.80

個人その他

38,29441,947,609

2.87

ザ チェース マンハッタン バンク エヌエイ ロンドン
エス エル オムニバス アカウント

40,224,357

2.75

自己名義株式

1

1,966,400

0.13

シービーニューヨークオービスファンズ

28,738,943

1.97

ジェーピー モルガン チェース バンク 385632

21,032,265

1.44

ステート ストリート バンク アンドトラスト カンパニー 505223

19,446,693

1.33

注1：比率は株式数の発行済株式総数（普通株式）に対する割合です。
注2：経済産業大臣の保有株式数には、
甲種類株式は含まれていません。

注：比率は株式数の発行済株式総数（普通株式）に対する割合です。

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下記までお願いいたします。
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電話：03-5572-0234 FAX：03-5572-0235
ホームページ：www.inpex.co.jp/ir/inquiries〒107-6332
東京都港区赤坂5-3-1 赤坂Bizタワー

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