石油資源開発株式会社（東証第一部、証券コード：1662）
2021 年 3 月期第 3 半期決算説明会 質疑応答要旨
開催日： 2021 年 2 月 9 日（火）10：00～11：00（ウェブ会議形式）

出席者： 8 名（証券アナリスト向け）

主な質疑応答：Q1：通期予想におけるインフラ・ユーティリティ事業の営業利益約 120 億円のうち、一過性要因と実力利益の内訳について解説してほしい。
A1：昨年 11 月の説明会で言及した通り、インフラ・ユーティリティ事業のコアの営業利益は 20～25 億円ほどである。昨年までは、インフラ・ユーティリティ事業の減価償却費 70 数億円をカバーできず約 50 億円の赤字であったが、今期は電力事業と気化受託の開始により 20 億円以上の利益を見込めるようになった。このコア利益を上回る額（100 億円程度）が今期の特殊要因と考える。100 億円の内訳で一番大きいものは、昨年 12 月下旬から 1 月にかけての日本卸電力取引所（JEPX）のスポット価格高騰による増収 60 億円。その他、上期において原料スライドタイムラグがプラスに働いたことや、昨年夏場の JKM（LNG スポット価格）下落時の調達差益などがあげられる。
Q2：電力販売量のうち、どのくらいの割合を市場で販売しているか教えてほしい。今回の業績予想修正では市況価格高騰の影響が大きいが、従来の説明によると、電力販売は相対契約が中心で市場売りの割合は大きくないとの理解である。市場売りが一時的に増えているのか。
A2：具体的な数値は回答できないが、年間電力販売量 30 億 kWh の大半は相対契約によるもので、JEPX 販売分は多くない。JEPX の東京エリアプライスは 10～11 月の平均価格（約 5 円/kWh）と比較して 1 月の平均価格は 60 円以上上昇しており、これによる増収増益を今回の業績予想に織り込んだ。
Q3：カナダ・オイルサンドプロジェクトの収支の考え方を教えてほしい。足元の原油価格は WTI が 60 ドル近く、WCS は 40 ドル台に回復しているが、償却コストもしくは金利コストまで賄えるのか。
A3： 昨年 11 月の説明会で、さまざまなコスト削減策やガス価の低位安定が寄与して損益分岐点が下がっていることを説明したが、その状況は変わりない。足元の WTI 水準と重軽格差の安定が続けば、金利や減価償却費も含めて経常黒字が確保できるレベルであると認識している。
Q4：減損の可能性が生じた背景について詳細を伺いたい。オイルサンドプロジェクトは、従来の説明では長期的な生産プロファイルがあり減損リスクはないという理解だが、長期の油価前提を引き下げることで減損につながるのか。可能性は外部環境だけによるものなのか、プロジェクト固有の問題もあるのか。
A4：カナダの資産だけでなく、国内外の資産について、今後の事業環境、前提油価のあり方について見直していく。その結果としてオイルサンドプロジェクトで減損が出るかどうかに関しては、現時点で申し上げられない。オイルサンドプロジェクトは、長期の生産プロファイル、キャッシュフロープロファイルがあり、前提油価の引き下げが減損に直結するわけではないという従来の説明に変更はない。仮に減損が出る場合は、今後の事業環境の認識を踏まえて事業戦略や具体的な開発計画を見直し、その結果として将来キャッシュフローの見積もりが変わるという流れになると認識している。
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Q5：減損計上の可能性に関連し、政策保有株式である国際石油開発帝石株式会社（INPEX）の株式保有方針を教えてほしい。INPEX が上場してから株価は下落しており、保有することにメリットはあったのか。政策
保有の意義を具体的に教えてほしい。
A5：減損の可能性のところで主要な資産の再評価について記載しているが、INPEX 株式の保有方針について変えたわけではない。従来の説明通り、政策保有株式の保有の妥当性は、減損とは別に整理していきたい。石
油開発業界ではプロジェクトへの参画や機会の模索における同業他社との連携は通常であり、INPEX とも実施している。INPEX の株価が今後も上昇しないとは限らず、資本コストや事業での連携の観点からも保有の意義について検証し適切に対応したい。
Q6：INPEX 株を保有していたことで連携して成功したプロジェクトの事例はあるのか。株式を保有していなければ実現できなかったのか。コーポレートガバナンス・コード上では政策保有株式の圧縮、縮減が謳われており日本企業全体も同様に動いている。
（圧縮・削減方針は）株価の観点からもロジカルで、海外の機関投資家に対しても説明がつく。株式市場の観点から保有の意義について具体的な説明ができなければ、株主価値を棄損しているリスクがあると考えている。保有の意義があると考えるのであれば具体的に示してほしい。
A6：結果的にうまくいかなかったプロジェクトがあるが、INPEX と共同で参画、あるいは相互に調整したプロジェクトは存在する。政策保有株式を保有していることの効果が否定できるものではなく、また、成功プロジェクトの有無だけで保有の意義を評価するものではないと考える。そのうえで、ご意見は受け止めてきちんと判断していきたい。
Q7：来期を考えるうえで、電力事業と為替差損益以外の今期の一過性要因を教えてほしい。
A7：プラスサイドに振れる要因として、オイルサンドプロジェクトにかかる損益が考えられる。昨年 3～6 月にかけての WTI の急落、重軽格差の拡大により、キャッシュコストのカバーが危うくなるような状況となり、これに対応して生産量を一時的に抑制した。今期の業績予想に織り込まれている北米セグメントの赤字の中には、この市場混乱による一過性要因が織り込まれており、市場が安定してきている足元の状況に鑑みると来期はプラス要因と考えている。
その他では、国内の天然ガス販売量の増減。今期の国内天然ガス販売量は 11.5 億立方メートルを見込むが、この中には発電所の試運転向けのガス供給が含まれており来期は剥落する。一方で、今期のコロナ禍の影響によるガス需要の減少について、来期どの程度の回復が見込めるのかを今後検討していく。
Q8：今期のコスト抑制があったとして、今期から来期にかけてコストが増加する可能性はあるか。
A8：コスト面で大きな増減は見込んでいない。3 年ほど前に原油価格の急落を受けて本社管理費を 20 億円圧縮した。一方、再生可能エネルギーなどの新規事業立ち上げのための人件費や事業化検討に関する費用が増加しており、今期の業績予想の中でもコストの増加要因となっている。全体として、今期、来期でコスト面では大きな変動はない。
Q9：インフラ・ユーティリティ事業の営業利益の変動額について、前回の通期予想比（20 年 11 月 9 日公表）72 億円、前期実績比で 177 億円の改善要因を教えて欲しい。
A9：前回予想比で 72 億円増加した主な要因は電力販売であり、その内訳は、JEPX のスポット価格高騰による2/4売上増加および発電タリフの見直しなどによる原価減少である。
また、前期実績比で 177 億増加した理由であるが、今期のインフラ・ユーティリティ事業の予想利益 124億円の中には、電力スポット価格の上昇による増収など 100 億円の一過性要因が含まれており、これを除いたコア利益の増加は 70 億強。これが、福島天然ガス発電所の運転開始と LNG 気化受託の開始によるものである。
Q10：ガスの販売について、厳冬による収益影響を教えて欲しい。
A10：厳冬は都市ガス向け販売の増収増益要因となるが、業績予想への影響は限定的と考えている。
Q11：株主還元の考え方について教えて欲しい。
A11：1 株当たり 50 円配当を基本としている。減損などの一過性要因により損益が変動する可能性もあるため、期末にかけて、今後の事業戦略、事業計画や資金需要、決算の着地点を見ながら具体的に検討していきたい。
Q12：油価変動によるロシア・サハリン 1 プロジェクトへの業績影響を教えてほしい。
A12：サハリン石油ガス開発（SODECO）から生じる持分法投資損益は、基本的には油価変動に伴って上下すると考えていただいて良いが、ロシア法人税などの税金費用や開発投資額などの影響を受けるため、油価変動にストレートに連動しない要素もある。
Q13：21 年 1～2 月にかけてアジアの LNG スポット市況が高騰していたが、業績への影響を教えて欲しい。
A13：昨年夏場のスポット価格（JKM で 3 ドル/MMBtu 前後）と比較して直近はその 10 倍以上まで高騰した。
当社がガス事業や電力事業に使用する原燃料 LNG は、ターム契約による調達を主体にしつつ、調達の柔軟性をもたせるためにある程度スポット LNG を組み合わせている。冬場は LNG の価格変動が起きやすいためターム物による調達を基本としており、本年に入ってからの LNG スポット価格の高騰は当社の損益には影響していない。
Q14：今後の事業環境について、脱炭素に向けて炭素税や費用面を考慮する必要性が生じてきていると考えるが、プロジェクト毎での資産評価見直しの方向性や影響に関する考え方を教えて欲しい。
A14：今後の事業環境を考える上で、炭素価格も考慮した中長期的な原油価格がどのようなレベルになるかという前提を置いたうえで、E&P 事業やオイルサンドプロジェクトのあるべき姿を詰めていき、その上で将来キャッシュフローの検証を行っていく。
Q15: オイルサンドの事業環境について、現在アルバータ州内での在庫が減少していない中で、重軽格差が安定して推移している背景について聞きたい。平準化した重軽格差はどの程度か、今後の見通しも含めて教えてほしい。
A15: ガソリンやジェット燃料などの需要減の影響を受けて軽質油にはディスカウントが生じているが、重質油には固定的な一定の需要があり、昨年上期のような市場の混乱がない限り、基本的には安定した状態が続くと考えている。
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2018 年末には輸送能力不足やパイプライン事故を背景に重軽格差が著しく拡大したが、アルバータ州政府が生産抑制を実施し、2019 年 1 月以降の重軽格差は大幅に改善した。2020 年に入り、コロナ禍の影響などにより市場が混乱し、上期の市況は著しく悪化した。その後、アルバータ州政府は生産抑制の発令権限を残しているものの、2020 年 12 月を最後に今後の生産抑制を行わない方針を示しており、市場が落ち着きを取り戻していることが背景にあると思われる。また、キーストーン XL の建設認可が取り消されたことで、PADD3（メキシコ湾）への供給ルート整備が遅れることは中長期的にはマイナス要因だが、PADD2（中西部）向けのエンブリッジ社のライン 3 は、最後まで残されていたミネソタ州部分の工事が 2020 年12 月に着工しており、これが稼働すればシカゴ方面に向けて日量 39 万バレルの輸送能力が拡充され、市況の安定に寄与すると考える。こうした要素を考えれば、当面の事業環境においては大きな変動要素はな
く、WTI と WCS との重軽格差は概ね 25～30%で推移すると見ている。
Q16: 減損が生じた場合には、E&P・非 E&P のバランスを考慮している現行の中期事業計画の変更を考えているのか。
A16: 2018 年に公表した 2022 年までの中期事業計画と、そのベースとなる「2030 年に目指す姿」を掲げた長期ビジョン 2030 においては、大きな方向性として脱炭素化に向けた地球規模の課題解決における役割を果たすことを目指している。この実現のためにこれまで以上に非 E&P に軸足をおき、投資原資も E&P と非 E&P に 1：1 ずつ配分する方針で、油価の影響を受けにくい財務体質を構築していく。現在アフターコ
ロナ、2050 年のカーボンニュートラルに向けてどのように当社が展開すべきかを議論しているが、現在掲
げる長期ビジョン 2030 の方向性は変わらない。加速する脱炭素社会に向けた動きの中で、どのような事業戦略を構築するか、その場合のエネルギー価格想定が課題。
したがって減損の如何にかかわらず、現行の中計を現時点で作り替えることは考えていない。5 月の通期
業績予想公表時に現行の中期事業計画のフォローアップに加え、2050 年に向けた方向性について示すことを検討中。
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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