石油資源開発株式会社（東証第一部、証券コード：1662）
2022 年 3 月期 第 1 四半期 決算説明会 質疑応答要旨
開催日： 2021 年 8 月 11 日（水）10：00～11：06（ウェブ会議形式）

出席者： 49 名（機関投資家・アナリスト向け）

主な質疑応答：Q1：カナダ・シェールガスプロジェクトにおける（子会社 JML が保有する）権益の譲渡およびカナダ・オイルサンドプロジェクトにかかる子会社（JACOS）株式売却にともなう、キャッシュフローと有利子負債への影響を確認したい。5 月公表のキャッシュフロー予想にはシェールガス権益譲渡にかかるキャッシュフローが織り込まれていると想定すると、今回予想における投資キャッシュフローの改善は、JACOS 株式売却収入が主因か。有利子負債残高の見通しは、借入金減少後の金額としては多い印象だが、売却完了後に両プロジェクトが切り離された後の有利子負債残高が約 650 億円と理解してよいか。
A1：5 月公表のキャッシュフロー予想には、シェールガス権益の売却収入を織り込んでいた。今回の修正予想における投資キャッシュフローの改善は、JACOS 株式の売却収入を反映したものである。
連結上の長期借入金がゼロになる一方で、22 年 3 月期末時点で有利子負債の予想残高が 648 億円となるメカニズムについて説明する。シェールガス権益譲渡、および JACOS 株式売却に先立ち、JML、JACOS の借入金に対してそれぞれ代位弁済を行う。当社は借入金残高の概ね半分に対して代位弁済の義務を負い、他の保証人が残りを負担する。これにともない、連結バランスシートでは長期借入金が減少するものの、同額の求償債務が生じる。当社に対する求償債務は親子間取引であるため内部消去されるが、当社以外の保証人に対する求償債務は引き続き連結バランスシートに残る。よって当期末における有利子負債残高の見通し
648 億円は、現在の長期借入金の約半分にあたる求償債務の残高に、リース負債や退職給付債務などを加えたものである。
Q2：インフラ・ユーティリティ（I/U）事業の収益力と LNG スポット価格の関係について教えてほしい。同事
業における通期業績予想の営業利益は、LNG スポット市況の高騰等の影響により 20 億円を見込んでいるとのことであるが、従来の説明では実力利益見通しが 25 億円であったことを踏まえると、足元の LNG スポット価格では LNG の調達差損益がマイナス方向に効いているのか、または実力利益の目線が下がっているのか。
A2：I/U 事業のコア利益が 25 億円程度という従来の説明に変更はない。コア利益 25 億円に対して、前期は JEPX高騰による一過性利益や LNG 調達差益などにより 122 億円の利益を計上した。5 月公表の今期予想では、電力販売にかかる一過性利益の剥落は織り込んでいたものの、前期同様、ある程度の LNG 調達差益が生じる前提としていた。しかしながら、足元のスポット価格が夏場から高水準で推移していることを踏まえ、今回予想において LNG 調達差損益はほぼゼロになるという前提に置き換えた。その上で、原料スライドタイムラグによるマイナスの影響が数億円程度発生することを見込んでおり、結果として今期の I/U 事業の営業利益は 20 億円と予想している。
Q3：今回の権益譲渡等を踏まえて、今後の投資戦略について教えてほしい。カナダ 2 案件の消失により投資負担は軽くなるが、その分今後の投資が純減するのか、次世代の事業への投資を加速化し投資の目線が下がる
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A3：連結 BS の資産側では、期首の有形固定資産残高 2,667 億円から JML、JACOS にかかる資産が減少する見通し。今後の投資加速による新たな収益基盤の確立と収益力の回復が喫緊の課題と認識している。新たな投資方針は新中期事業計画でお示しするが、当面は従来のガイダンスである「成長投資 650 億円」を前提に投資を継続していく。座礁資産化のリスクが低い良質な E&P 資産への投資により収益力回復を進めるとともに、再生可能エネルギーなどのグリーン投資やインフラ投資などについても、従来以上のスピード感をもって対応したい。
Q4：22 年 3 月末時点の現預金残高見通しが 1,000 億円以上あるが、今後もこの程度の規模が必要と考えているか。
A4：現行の中期事業計画（中計）では既存事業への投資として 600 億円のキャッシュアウトを計画しているが、このうち 400 億円は JML、JACOS への追加資金サポートを想定したもので、その支出に備えて高水準の現預金残高を維持してきたという経緯がある。代位弁済の実行後も 1,000 億円以上の現預金残高が見込まれるが、今後の投資にかかる資金需要に応じて適正な水準に持っていきたい。
Q5：前期、今期で多額の特別損失を計上しているが、今後の追加減損リスクの有無を教えてほしい。
A5：前期は主に国内、今期は海外（JML、JACOS）で特別損失を計上した。2018 年の中計公表時から当社の基本的なスタンスは変わっておらず、低油価環境下でも持続的成長が可能な収益構造への変換を図るということである。脱炭素の急速な進展を受け、中長期的な原油価格の前提を従来の 60 ドルから 50 ドルに引き下げたうえで、国内事業用資産の再評価を行い、減損損失を計上した。
JML、JACOS を取り巻く事業環境は、投資の意思決定時から大きく変化しており、今後事業を継続しても資本コストに見合う利益を出すことが難しく、座礁資産化することにより企業価値が毀損するリスクもあると判断した。以上の経緯から特別損失を計上しており、現状考えられる減損損失等はすべて出し切ったという認識である。現時点で、新たに大きな損失が生じることは想定していない。
Q6：セグメント損益予想の北米・中東について、5 月公表の従来予想からの増益要因を教えてほしい。
A6：北米セグメントの増益要因は、主に JACOS である。5 月の予想公表時は、WTI55 ドルを前提に、営業損益がほぼゼロと見込んでいた。今回予想では、1 月～7 月は実績値、8 月は WTI70 ドル前提として、8 月までの JACOS にかかる営業損益を織り込んでいる。足元の重軽格差の改善（20％程度）も、北米セグメントの増益要因となっている。
中東セグメントの増益要因はジャペックスガラフである。昨年 3 月～7 月まで、コロナ禍の影響により生産操業を一時停止していたが、7 月から生産操業に復帰し、その後、開発作業も再開している。一方で、OPECプラスの協調減産の影響で一定の生産抑制を余儀なくされている。5 月の時点では減産幅が見通しにくいことを理由に、今期の損益を保守的に見ていたが、足元で日量 7~8 万バレルの生産量に回復していることを踏
まえ、今回、予想を見直した。
Q7：各事業で新たに進めている案件について、利益貢献のタイミングを教えて欲しい。
A7：E&P 事業では、片貝油ガス田の追加開発を 4 月に決定しており、坑井掘削開始は 22 年中旬、生産開始は2/4

23 年下旬を予定している。
I/U 事業では、ベーリンガーインゲルハイム製薬と、エネルギーサービスプロバイダー契約を 6 月に締結した。22 年秋頃からエネルギーサービスの提供を開始予定である。風力発電は、リードタイムの長い事業であるため、稼働開始には時間を要する。また、長府バイオマス発電プロジェクトでは、プロジェクト組成へ向けた検討を引き続き進めている。
CCS 関連の新規事業では、長期的な取り組みが多く、収益貢献のタイミングはかなり先になる見通し。
Q8：減損などによる財務体質の変化が株主還元へ与える影響について教えてほしい。
A8：特別損失により、期首の自己資本約 4,000 億円が大きく毀損することは重く受け止めている。バランスシー
トの資産側では有形固定資産、負債純資産側では有利子負債と自己資本が減少することとなるが、その修復が急務と認識しており、新たな中計も、事業ポートフォリオの再構築とバランスシートの改善を念頭に議論している。年間 50 円配当を基本とする長期安定配当の継続という株主還元の方針については、現時点では見直しは考えていない。
Q9：事業の売却や撤退は一巡し、今後は成長投資を行っていくステージと考えてよいか、まだ資産の入れ替えがある見通しか。
A9：一巡したと考えている。今後は、残った資産を収益に結びつけるとともに、3 事業（E&P 事業、I/U 事業、新規事業）において、成長に向けた新たな投資を行っていきたい。
Q10：今年に入って、カナダの 2 つのプロジェクトからの撤退を相次いで決定しており、意思決定のスピードが早かったという印象である。これは、急激な脱炭素等の流れに追いつくために整理を急いだということか。
A10-1：足元の脱炭素の流れに急かされて意思決定を早めた訳ではなく、2018 年の中計公表時から、資本コストに見合う利益を獲得して企業価値を高めるという観点から、ポートフォリオの適正化という目標を掲げてきた。JACOS について言えば、油価水準の大幅な低下、キーストン XL パイプラインのとん挫に象徴される輸送能力の整備の遅れなど、2012 年 12 月の FID 時の想定と比べて事業環境が大きく変化し、安定した業績を維持することが困難になっていた。カナダ連邦政府による炭素税引き上げの動きなど、確かにこの 1 年の脱炭素の動きは急速であったが、今回の判断は、以前から様々な検討を重ねてきた結果である。
A10-2：カナダ 2 案件をどのように収益貢献させるかは、随分前から課題を認識し検討を進めていた。今回大きな損失を計上することとなったが、それにはあらゆる選択肢を検討し議論を重ねた。図らずも 2 案件が同じタイミングとなったが、意図した訳ではなく、それぞれに検討を重ねた結果の判断である。
Q11：今回の事業整理を受けて BS に大きな変動がある見通しだが、新中計策定における財務 KPI に関するマネジメントの考え方を教えてほしい。エネルギー会社は、有形固定資産が減ったからこのくらい戻す等、規模に目が行きがち。財務の KPI として、資本の生産性、ROE や ROA を重視するのか、やはり規模なのか。
A11-1：単に事業資産の規模や埋蔵量を増やすということではなく、どのように利益、ROE や ROIC を高めるかを第一に考えている。
A11-2：カナダ 2 案件を決断した最大の理由は、事業を継続した場合の資本の効率性であり、今後は新たな投資に注力していくに際しても、トップマネジメント以下、規模を優先するという考えはない。
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Q12：新中計策定における INPEX 株の位置付けについて伺いたい。
A12：現時点では、従来方針に変更はない。引き続き保有継続の妥当性を検討し、適切に対応していきたい。
Q13：インフラ・ユーティリティ事業での LNG 調達差益について、今期は調達差益が発生しない前提に変更となっているが、1Q で差益が出ていることより 2Q 以降の差損発生を推測する。JKM はオイルリンクのものと比べると厳しい水準で推移しているが、今期に調達差損が生じるリスクの見方について教えてほしい。
A13：LNG 調達差益はもともと不安定なものと認識しており、I/U 事業のコア利益 25 億円には含めず、プラスアルファの要因として説明してきた。
足元で LNG スポット価格の指標である JKM 先物が高騰しているが、構造的な理由により当面高止まるリスクがあると考えている。コロナ後の天然ガス需要の回復や、石炭火力から天然ガス火力への大幅なシフトにより LNG に対する需要が高まる一方、LNG プロジェクトの遅延や取り止めにより、供給が想定より下振れるなどの中長期的な要因も考えられる。当社は、ターム物による調達を基本としつつ一部スポットカーゴを組み入れているが、市場の変化に応じて調達のあり方を考えていく。
Q14：CCS、CCUS の商業化へのハードル、スケジュール感を解説してほしい。
A14：苫小牧での実証試験などにより一定の技術は確立されており、海外での事例も増加している。今後は、CO2の分離回収、輸送、貯留の各段階でコストを下げる技術開発が必要と認識している。
JAPEX として CCS を事業として成立させるには、制度面で 2 つの課題がある。CO2 を地中貯留する行為に係る法整備および有価物を生まない CO2 の輸送や貯蔵に対して対価が支払われる社会的な制度の整備が必要である。先般公表されたエネルギー基本計画の素案において、政府としても 2030 年までに CCS に係る事業環境整備を行うとしており、今後その取り組みが加速する見込みである。
Q15：カナダ 2 案件から得た経験を、今後の新規投資にどのように生かせると考えているか。
A15：撤退にいたった要因等を社内で分析・整理し、今後に生かす方法を議論している。特に外部環境の変化を十分に見通せなかったこと、企業規模の割には大きなプロジェクトを同時期に複数立ち上げたことなども含まれる。
カナダ 2 案件で得た経験は、既に投資評価のプロセスや基準の見直しに生かしている部分もあるが、今後は、新案件発掘時における資産タイプの特定などポートフォリオの適正化にも生かしていきたいと考えている。
以上

注意事項
本資料に掲載されている当社の現在の計画、見通し、戦略、その他歴史的事実でないものは、将来の業績に関する見通しを示したものです。実際の業績は、さまざまな要素により、これら業績見通しとは大きく異なる結果となり得ることをご承知おき下さい。
本資料は投資勧誘を目的としたものではありません。

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