石油資源開発株式会社（1662）
2023 年 3 月期 決算説明会 質疑応答要旨
開催日： 2023 年 5 月 15 日（月）11：00～12：05（対面・オンライン併用）

出席者： 44 名（機関投資家・アナリスト向け）

主な質疑応答：Q1：足元の LNG スポット市況が今期業績予想に与える影響について、具体的には、国内 E&P 事業におけるガス販売利益と I/U 事業における LNG 調達差益への影響について、教えてほしい。
A1：LNG スポット価格は、2023 年 3 月期（以下、前期）が MMBTU あたり 35～40 ドルで推移したのに対して、2024 年 3 月期（以下、今期）は同 15 ドル程度まで沈静化するという前提を置いている。
今期の国産天然ガスの販売価格は、第 1 四半期は原料スライドタイムラグの影響で高単価を維持するものの、第 2 四半期以降はその影響が無くなって販売価格の下落を見込む。これにより国内 E&P 事業の営業利益のうち、国産天然ガス販売に係る利益は前期比 100 億円の減益を見込む。この 100 億円の減益のうち、約半分は LNG スポット市況の沈静化、残り半分は JCC、為替の前提引き下げによるもの。
一方、I/U 事業においては、LNG 調達差益等の前期実績 245 億円に対して今期は 60 億円を見込む。また、原料スライドタイムラグは、前期実績△35 億円に対して今期は JLC 価格下落を前提としているため約 60億円のプラスを見込む。
Q2：アメリカ・タイトオイル開発について、今後の利益貢献およびピーク生産量の見通しを教えてほしい。
A2：前期の生産量は、原油換算で年間 86 万バレル。今期は、原油換算で年間約 360 万バレルの生産を見込み、営業利益 104 億円、純利益 88 億円を業績予想に織り込んでいる。来期（2025 年 3 月期）は、生産量、営業利益ともに今期比で約 2 割の減少を想定する。追加の権益取得に向けた努力を続けており、今期の生産量および営業利益の水準を維持すべく、現在、様々な取り組みを行っている。
Q3：資本効率を改善させていく観点の中で、現預金の活用方策をどう考えているか教えてほしい。
A3：2023 年 3 月末の現預金残高は 1,919 億円であり、足元のキャッシュ水準が高いことは認識している。2022
年 3 月末と比較して現預金が 440 億円増加した一方、仕入債務等の流動負債も前期末比で 390 億円増加しており、現預金と流動負債とが両建てで膨らんだという要因もある。
株式会社ジャペックスガラフ（J ガラフ）
、Japex (U.S.) Corp.（JUS）、JAPEX UK E&P Ltd.（JUK）の海外プロジェクト各社が保有する資金が約 450 億円、当社グループ全体の運転資金が約 400 億円、あわせて850 億円から 900 億円が現状における必要資金である。これを除いた 1,000 億円が本来は投資に充当されるべき資金であり、様々な案件発掘、組成に取り組んでいる。
Q4：今期生産開始予定の英領北海シーガルプロジェクトの業績に与える影響を教えてほしい。
A4：今年年央からの生産開始、年間 76 万バレルの生産量を前提に、ブレント 75 ドル/バレル前提で営業利益約40 億円を見込むが、具体的な生産開始時期等は流動的であり、多少のブレは生じる。今期含めた今後 3 年は、70～75 ドル/バレルの原油価格前提で、毎年 30～40 億円の営業利益に寄与すると考えているが、イギリスの超過利潤税導入により 2028 年まで 75%の税率が適用されるため、当初想定と比較すると、当期純利益への寄与は限定的と考えている。
1/3

Q5：株主還元と資本の積み上がり、PBR1 倍割れをどのように改善していくのか、教えてほしい。
A5：株主還元については、配当性向 30%を当面継続するが、将来見直す機会もあると考える。また、キャッシ
ュの積み上がりおよび PBR1 倍割れについては、即効策は無いと考えている。当社は、事業構造を大きく変えようとしている転換期にあり、1 年前に策定した経営計画の実行、実現に向けて、計画に沿って、成長に資する案件に投資をしていく。PBR1 倍割れについては、石油やガスを中心とした事業に対して、今後の脱炭素化の大きな流れの中で、なかなか将来の成長が見込めにくいのではないかというマーケットの評価もあると感じている。当社は、少なくとも 2050 年くらいまでは、石油やガスはエネルギー全体の中で相当大きな役割を果たすだろうと予想しており、CCS や CCUS を通じて、エネルギーの安定供給と脱炭素の両立を図っていく。当社は、E&P 以外の事業利益を増やし、E&P 事業会社の将来に対するマーケットの見方の改善を図るとともに、更なる E&P 案件の実現を通じた利益貢献により、PBR の改善を図っていきたいと考えている。
Q6：総資産約 5,700 億円のうち、E&P 事業、I/U 事業、CN 事業の資産内訳を教えてほしい。
A6：バランスシート（以下、BS）の固定資産 2,860 億円から政策保有株式等を除くと、事業用資産は約 2,000億円となる。このうち I/U 事業の資産は、相馬 LNG 基地、パイプラインなど約 600 億円、国内 E&P 事業の資産が約 200 億円、残りは海外 E&P 事業の資産となる。CN 関係の資産は現時点で殆どないが、再エネ関係の投資残高は匿名事業組合出資金、ファンド出資金など期末時点で約 110 億円ある。
Q7：PBR1 倍割れ対策のための即効策が無いというのは 1 倍の目線ではそのとおりだと思うが、BS マネジメン
トについての経営意思の有無、社外取締役の関心度について、教えてほしい。
A7：BS マネジメントについての関心度は高く、我々としても今の BS で良いと思っているわけではない。最重要の経営課題は事業ポートフォリオの再構築であり、まずは BS の左側に焦点を当てて取り組む。事業資産が持つリスクの種類や量を踏まえて、必要な自己資本の水準、適切なレバレッジの水準、最適資本構成といった BS の右側の課題に取り組んでいく。
Q8：PBR1 倍割れに関する東証からの要請に対する今年の対応スケジュールを教えてほしい。上期決算の際には、目標とする指標を含む改善計画を開示するよう希望する。
A8：東証からの要請については、執行役員および社外取締役も十分に認識している。今後、取締役会等の場でも議論をしていきたいが、現時点で、具体的なスケジュールを決めているわけではない。東証からの要請のう
ち、現状分析に関しては、先ほど石油やガス事業を中心とする会社に対する市場の評価について当社の考えを回答させていただいたが、内容として本質的には網羅されていると考える。東証からの要請に基づく指標等を含む開示の方法、時期については、今後検討する。
Q9：アメリカのタイトオイルに係る新規案件の獲得について、現状を教えてほしい。
A9：生産量あるいは利益水準を維持すべく努力をしている。足元で WTI が 70 ドル/バレルまで下落しているが、足元の資産価格は高く取得するのは簡単ではない。適正価格での資産取得に努めていきたい。

2/3

Q10：今期の I/U 事業において、LNG 調達差益 60 億円の算出の考え方を教えてほしい。
A10：JKM15 ドル/MMBTU、JCC75 ドル/バレル前提で、当社のフォーミュラに基づいて推測したものである。
JKM が JLC に及ぼす影響は、電力事業者が LNG 在庫をどれくらい積み増すかといった要因によっても影響を受けるので、現時点における当社の試算としてお考えいただきたい。
Q11：今期の業績には SODECO をどのように織り込んでいるか。
A11：今期の業績予想には SODECO の持分法投資利益を織り込んでおらず、前期比で 38 億円の減益要因となっている。
Q12：今期の国産原油の販売量が 13％減少予想となっている背景と、来期以降の見通しを教えてほしい。
A12：国産原油の減少理由は、自然減退である。片貝ガス田で新しい井戸を掘削するなど、少しでも減退を食い止めるための努力をしているが、原油もガスも、長期的には徐々に生産量減少を想定せざるを得ない。
Q13：新規投資案件の進捗状況に関して、可能な限りご説明願いたい。
A13：投資案件はそれなりに手元にあり、様々な段階に応じて、案件を審査している。具体的な案件数は回答を控えるが、現状取りかかっている案件の一定程度が実現すれば、経営計画の実現に向かっていける。
Q14：1 年前に設定した配当性向 30%の還元方針を、今後変更するためには、どのような条件が必要となるか教えてほしい。
A14：会社の新しい姿を少しお見せした上で、さらに事業基盤ができてきた段階で、見直しも検討したいと考えている。そのため、当面は配当性向 30%としてきたい。

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。

3/3