2024年12月期 第２四半期（中間期） 決算説明会
参考データ集2024年８月８日
株式会社INPEX（証券コード：1605）

子会社及び関連会社等
子会社 74社
主な子会社

国（地域）名

出資比率

フェーズ

決算期

INPEX Ichthys Pty Ltd

オーストラリア

100%

生産中

12月

INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd

オーストラリア

100%

生産中

12月

ジャパン石油開発

アラブ首長国連邦

100%

生産中

12月

JODCO Onshore Limited

アラブ首長国連邦65.76%

生産中

12月

JODCO Lower Zakum Limited

アラブ首長国連邦

100%

生産中

12月

INPEX Idemitsu Norge AS

ノルウェー

50.51%

生産中

12月

INPEXマセラ

インドネシア51.93%

開発準備中

12月

INPEX南西カスピ海石油

アゼルバイジャン

51%

生産中

12月

INPEX北カスピ海石油

カザフスタン

51%

生産中

12月

出資比率

フェーズ

決算期

関連会社等 29社
主な関連会社等

国（地域）名Ichthys LNG Pty Ltd

オーストラリア67.82%

生産中

12月

MI Berau B.V.

インドネシア

44%

生産中

12月
1

2024年12月期 中間期
セグメント情報

海外O&G
国内O&G
（百万円）

イクシス
プロジェクトその他のプロジェクト

その他*

計

調整額

連結
財務諸表
計上額

売上収益

110,698

227,564

853,436

21,476

1,213,174△ 22,313

1,190,861

セグメント利益又は損失（△）

9,362

150,01252,015

1,224

212,614△ 28

212,586* 「その他」の区分は、報告セグメントに含まれない事業セグメントであり、ネットゼロ5分野等を含んでおります。

2

2024年12月期 中間期
ネット生産量*
原油・コンデンセート・LPG(388千BOE/日)
国内O&G
2 （1%）

海外O&G

イクシスPJ253

原油・天然ガス合計
9 2(662千BOE/日)
3385 （99%）278

37 （9%）

その他のPJ

国内O&G

349 （91%）

18 （3%）
253

天然ガス合計
1,444百万cf/日 (274千BOE/日)

644 （97%）

国内O&G
85 （6%）

イクシスPJ

海外O&G

245 （38%）

1,359 （94%）
イクシスPJ
1,083 （80%）

278
海外O&G

その他のPJ400 （62%）

その他のPJ276（20%）* 2024年12月期のネット生産量見通しは、645千BOE/日（2024年12月期第１四半期時点の見通しも645千BOE/日）。
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生産量は、正味経済的取分に相当する数値を示す。

3

発電容量・発電量
発電容量
越路原ガス火力発電

国名

ステータス

持分比率

発電容量

日本

稼働中

100％

55MW

55.0MW

55MW

55.0MW

ガス火力発電小計

持分発電容量INPEX メガソーラー上越

日本

稼働中

100％

4MW（2MW×2基）

4.0MW

小安地熱発電

日本

建設中

42.5%

15MW

6.4MW

五島市沖洋上風力発電

日本

建設中

‐*1

16.8MW-*1

サルーラ地熱発電

インドネシア

稼働中

18.2525％330MW

60.2MW

85MW

25.5MW

98.4MW

19.7MW

ムアララボ地熱発電

インドネシア

稼働中

30％*2

ランタウ・ドゥダップ地熱発電

インドネシア

稼働中

20.0%

ルフタダウネン洋上風力発電

オランダ

稼働中

50％

129MW（3MW×43基）

64.5MW

ボルセレⅢ/Ⅳ洋上風力発電

オランダ

稼働中

15％

731.5MW（9.5MW×77基)

109.7MWモーレイイースト洋上風力発電

英国

稼働中

16.7%

950MW（9.5MW×100基）

159.0MW

ブンガラ1&2太陽光発電

豪州

稼働中

25.5%

220MW

56.1MWコフナ太陽光発電

豪州

稼働中

50%

27MW

13.5MW

ギガレ太陽光発電

豪州

建設中

50%

76MW

38.0MW

フラットロックス陸上風力発電

豪州

建設中

50%

75.6MW

37.8MW

豪州

建設中

50%

クォーンパーク太陽光発電・蓄電池*3

80MW

40MW

再生可能エネルギー小計

2,838.3MW

634.4MW合計

2,893.3MW

689.4MW

発電量
2023年12月期 中間期
826.8百万kWh

2024年12月期 中間期
1,207.2百万kWh*1 共同事業者間の取決めに基づき非開示。持分発電容量の合計値には五島市沖洋上風力発電の持分発電容量は含まれません。
*2 30%権益を保有するPT Supreme Energy Sumatera の 33.333%の株式保有、直接保有20％。
*3 蓄電池容量は40MWh(持分容量20MWh)

42024年12月期 販売量（予想）2024年12月期（2月13日予想）

2024年12月期（8月8日予想）

増減

増減率

販売量

原油 （千bbl）*1

135,344

139,615

4,271

3.2%

天然ガス （百万cf）*2

524,061499,727△24,334

△4.6%

うち海外分

427,717402,389△25,328

△5.9%

うち国内分

96,343（2,582百万m3）

97,338（2,608百万m3）

995(26百万㎥）

1.0%*1 国内原油及び石油製品販売量の換算係数として1kl=6.29bblを使用*2 国内天然ガス販売量の換算係数として1m3=37.32cfを使用

5原油価格・為替レートのセンシティビティ（2024年2月13日決算発表時点の試算）

油価・為替変動の2024年12月期 親会社の所有者に帰属する当期利益に与える影響額*1
期初時点：+60億円（△60億円）
油価1ドル上昇（下落）した場合*2

為替（円/US$）1円 円安（円高）になった場合*3

以下の通り、期中に変化します。
第2四半期期初時点：+41億円(△41億円)
第3四半期期初時点：+22億円(△22億円)
第4四半期期初時点：+9億円(△9億円)+24億円（△24億円）*1 原油価格（Brent）の期中平均価格が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、期初（2024年1月）時点における2024年12月期の当期利益に対する影響額を試算したものです。当年度期初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
油価及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 油価変動が当期利益に与える影響であり、原油価格（Brent）の期中平均価格の影響を受けます。尚、ガス販売に適用される油価については遅効性があることを考慮し、下記の通り、センシティビティの四半期内訳を、試算しております。

第1四半期期初時点：+60億円 （第1四半期：+10億円、第2四半期：+13億円、第3四半期：+19億円、第4四半期：+18億円）

第2四半期期初時点：+41億円 （第1四半期：－－－ 、第2四半期：+10億円、第3四半期：+13億円、第4四半期：+18億円)

第3四半期期初時点：+22億円 （第1四半期：－－－ 、第2四半期：－－－ 、第3四半期：+10億円、第4四半期：+12億円）

第4四半期期初時点： +9億円 （第1四半期：－－－ 、第2四半期：－－－ 、第3四半期：－－－ 、第4四半期： +9億円）*3 為替変動が当期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。尚、外貨建て資産と外貨建て負債の差から発生する為替評価損益に係るセンシティビティ（前期末と当期末の期末
為替レートの差の影響を受ける）は、ほぼ中立化しております。

6

株主還元
年間配当金（円/株）

配当総額・自己株式取得額（億円） および総還元性向（%）*1 純損失のため配当性向は該当なし*2 2023/12以降の総還元性向はIFRSベース

7

埋蔵量・生産量指標
リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）*2

原油換算1バレル当たりの生産コスト*1(US$/boe)(%)

ロイヤリティを含む

76%

ロイヤリティを含まない

15.2

13.3

11.3

46%
37%

5.4

5.8

5.6

2021/122022/122023/122021/122022/122023/12*1 期中生産量（原油換算）1バレル当たりの生産コスト*2 期中の確認埋蔵量増加分／期中生産量（３年平均）

8

埋蔵量
地域別確認埋蔵量

埋蔵量*1（百万BOE）
6,706

2,620

（%）
6,505

2,775

6,311

6,213

6,233

2,666

2,476

2,661

3
22
2023年12月末時点

27.1年*4
4,086

2019/12

3,645

3,738

3,572 15.5年

2020/122021/122022/122023/12

確認埋蔵量 *2

75

*4

3,730

推定埋蔵量 *3

日本

豪州・東南アジア

欧州・アブダビ及びその他*1 埋蔵量は、関連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、自社にて評価・算定した値です。
*2 確認埋蔵量は、米国証券取引委員会(SEC) 規則に従い評価・算定しています。確率論的手法を用いて確認埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量（1P）を回収できる確率が90％以上であることが必要とされています。
*3 推定埋蔵量は、石油技術者協会（SPE）などが策定した基準であるPetroleum Resources Management System (PRMS）に従い、評価・算定しています。確率論的手法を用いて推定埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量と推定埋蔵量を合計した数量（2P）を回収できる確率が50％以上であることが必要とされています。推定埋蔵量の全量が確認埋蔵量と同様な確実性をもって開発・生産されると見込まれるわけではありません。
*4 可採年数＝2023年12月末｢確認埋蔵量｣または｢確認埋蔵量＋推定埋蔵量｣／2023年12月期生産量実績

9確認・推定埋蔵量等によるアップサイドポテンシャル（百万BOE）

推定埋蔵量
確認未開発埋蔵量
確認開発埋蔵量

下部ザクム、アバディ、
イクシスなど
アバディ、イクシス、
など

2,661
1,148
2,424

27.1年*1

1,148
2,424

15.5年

確認開発

確認未開発

確認

推定

予想埋蔵量

埋蔵量

埋蔵量

埋蔵量

埋蔵量

条件付資源量*1 可採年数＝（2023年12月末｢確認埋蔵量｣、｢推定埋蔵量｣）／（2023年12月期生産量実績）*2 予想埋蔵量及び条件付資源量は当社による推定値です。予想埋蔵量はPRMSの基準に則り評価しています。条件付資源量は、PRMSの基準によれば、潜在的に回収可能と見込まれる炭化水素量の推定値ですが、現段階では諸条件により経済的に回収可能であると判断することができない資源量を指します。

*2

10

埋蔵量の推移の要因分析
推定埋蔵量推移

確認埋蔵量推移
62（百万BOE）

14▲12（百万BOE）

▲230

3,738

2022年12月末
確認埋蔵量

0.1

3,572

拡張及び
発見等*1

*1 買収及び売却等を含む。

評価の見直し

油価変動の
影響

期中生産量

2023年12月末
確認埋蔵量

177

8

2,661

2,476

2022年12月末
推定埋蔵量

拡張及び
発見等*1

評価の見直し

油価変動の影響

2023年12月末
推定埋蔵量

11

確認埋蔵量及び推定埋蔵量の定義
確認埋蔵量
 確認埋蔵量(proved reserves)の定義は、米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10に従っており、地質的・工学的データに基づき、現在の経済条件及び操業条件の下で、契約期限までの間に合理的な確実性をもって回収することが可能である石油・ガスの数量（estimated quantities）とされております 確認埋蔵量に分類されるためには、炭化水素を採取するプロジェクトが開始されているか、妥当な期間内にプロジェクトを開始する合理的な確実性がなければならず、石油・ガス業界で用いられる埋蔵量の定義の中でも保守的な数値として広く認識されております 確率論的手法を用いて確認埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量（1P）を回収できる確率が90％以上であることが必要とされています また、米国証券取引委員会規則の定義による確認埋蔵量は、既存の坑井、施設及び操業方法を利用して回収することができる確認開発
埋蔵量（proved developed）と将来掘削される坑井を利用して回収することができる確認未開発埋蔵量（proved
undeveloped）の二つに区分されております
推定埋蔵量
 推定埋蔵量（probable reserves）の定義は、石油技術者協会（SPE）などが策定した基準であるPetroleum Resources
Management System（PRMS)に従い、地質的・工学的データに基づき、確認埋蔵量に追加して商業的に回収することが可能と推定される石油・ガスの数量とされており、回収可能性の高さによって推定埋蔵量に分類されます 確率論的手法を用いて推定埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量と推定埋蔵量を合計した数量（２P）を回収できる確率が50％以上であることが必要とされています※推定埋蔵量の全量が確認埋蔵量と同様な確実性をもって開発・生産されると見込まれるわけではありません

12気候変動対応目標と排出量実績

INPEXの気候変動対応目標

2050

2030

絶対量ネットゼロ

原単位30％以上低減(Scope1+2)** 当社権益分

中期経営計画2022-2024
における目標（Scope1+2）* 2019年比*バリューチェーン全体の課題として、関連する全てのステークホルダーと協調し取
組を進める

指標

2024年12月期目標

GHG原単位*1

2030年目標*2の達成に向け、3年間で10%（4.1kg/boe）以上低減

2021年

排出量実績

Scope3の低減

2022年

2023年

Scope1（千トン-CO2e）

7,302

6,839

6,864

Scope2（千トン-CO2e）

136

69

55

GHG原単位（kg-CO2e/boe）

33

28

28

0.04%

0.05%

0.05％

メタン排出原単位*1 GHG原単位 ＝ (エクイティシェア排出量（Scope 1＋2）- オフセット) ÷ (石油・天然ガス上流事業のネット生産量+再生可能エネルギー事業の発電量)*2 2019年排出原単位41.1kg/boeから30%以上低減

13プロジェクトデータ

14コアエリア別主要プロジェクト（1/3）
契約形態

権益比率
（％）

原油生産量
（万バレル）*2

LPG生産量（万バレル）*2（百万立方フィート）*2

WA-285-P*1他

コンセッション

93.82

-

-

-

探鉱

WA-50-L及びWA-51-L（イクシス）*1

コンセッション

67.82

上流コンデンセート：
約5.5

-

上流ガス：
約1,616*3

生産プレリュードFLNGプロジェクト

コンセッション

17.5

ヴァンゴッホ油田/コニストン油田

コンセッション

47.499

約0.8

-

-

生産

ラベンスワース油田

コンセッション

28.5

約0.04

-

-

生産

PS

11.37812

コンデンセート：
約0.2

約0.02

約25*4

生産

鉱区名・プロジェクト名

天然ガス生産量

フェーズ

オーストラリア

バユ・ウンダン（東チモール民主共和国）

生産*1 オペレータープロジェクト*2 プロジェクト100%ベース。2024年1-6月平均日産量*3 井戸元の生産量ではなく下流事業体への販売に対応した数量（LNG・LPG・プラントコンデンセートの原料として上流から陸上プラントに送られるガス量）*4 井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量

15

コアエリア別主要プロジェクト（2/3）
原油生産量（万バレル）*2

LPG生産量（万バレル）*2

天然ガス生産量

契約形態

権益比率

上部ザクム油田

コンセッション

12

生産

下部ザクム油田

コンセッション

10

生産

サター油田・ウムアダルク油田

コンセッション

40

生産

陸上鉱区

コンセッション

5

Onshore Block 4 *1

コンセッション

100

鉱区名・プロジェクト名(%)（百万立方フィート）
*2*3

フェーズ

アブダビ

生産
-

-

天然ガス生産量

探鉱

国名

契約形態

権益比率
(%)

原油生産量
（万バレル）*2

LPG生産量（万バレル）*2（百万立方フィート）フェーズ

セブク鉱区（ルビーガス田）

インドネシア

PS

13.5

約0.0

-

約37

生産

ベラウ鉱区（タングーLNG）

インドネシア

PS

7.79%
（ネット）

コンデンセート：
約0.7-

約1,348

生産・開発

マセラ鉱区（アバディLNG）*1

インドネシア

PS

65

-

-

-

開発準備

05-1b / 05-1c鉱区（サオバン・ダイグエット ガス田）

ベトナム

PS

36.92

Block 4E (深海鉱区) *1

マレーシア

PS

52.5

-

-

-

探鉱

Block SK418 (浅海鉱区)

マレーシア

PS

40.0

-

-

-

探鉱

Block SK510(浅海鉱区)

マレーシア

PS

25

-

-

-

探鉱

鉱区名・プロジェクト名

*2*3

東南アジア

*1 オペレータープロジェクト*2 プロジェクト100%ベース。2024年1-6月平均日産量*3 井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量

生産・開発

16

コアエリア別主要プロジェクト（3/3）
契約形態

権益比率
(%)

原油生産量
（万バレル）*2

LPG生産量（万バレル）*2

コンセッション

-原油・コンデンセート：
約0.2-

鉱区名・プロジェクト名

天然ガス生産量
*2*3

フェーズ

日本
南長岡ガス田ほか*1

約2.3百万㎥/日（約85百万立方フィート/日）

ガス生産量

生産

国名

契約形態

権益比率
(%)

原油生産量
（万バレル）*2

LPG生産量（万バレル）*2（百万立方フィート）フェーズ

アゼルバイジャンPS

9.3072

約33.7

-

-

生産

カシャガン油田

カザフスタンPS

7.56

スノーレ油田等ノルウェー

コンセッション

3.3~30％(生産鉱区)

鉱区名・プロジェクト名

*2*3

欧州
ACG油田

生産
約14.1

-

約385*4

生産・開発・探鉱*1 オペレータープロジェクト*2 プロジェクト100%ベース。2024年1-6月平均日産量*3 井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量*4 NGL（NATURAL GAS LIQUIDS）も含む

17

石油・天然ガス分野【コアエリア①】オーストラリア
イクシスLNGプロジェクト
周辺探鉱

プロジェクト概要
生産井掘削作業 現在、29坑目の掘削作業中



生産コスト（OPEX）
 他の当社生産プロジェクトと比較して競争力のある水準



生産能力
 LNG︓年間約890万トン（930万トンを安定生産できる体制の構築
中） LPG 年間約165万トン
 コンデンセート ⽇量約10万バレル（ピーク時）










イクシスLNGプロジェクト周辺には16の探鉱鉱区を保有。これまでに、クラウン、ラセター、
バーンサイド等のガス構造を発見している。
従前よりダーウィンに複数の追加トレインが建設可能な用地確保済
WA-533-P及びWA-532-P鉱区における2D震探の収録作業は2022年５月に完了。2024年上半期にAC/P66鉱区の3D震探収録作業を完了。

イクシスLNGプロジェクト
長期販売契約数量（840万トン／年）
東京ガス
105 万トン

プロジェクトライフ：約40年
マーケティング LNG：年産840万トン分売買契約締結済
 LNGの約7割が日本買主向け
 LPG：当社権益全量等の売買契約締結済

JERA (旧東京電力分)
105 万トン

INPEX
90 万トン
CPC (台湾)
175 万トン

関西電力
80 万トン

ファイナンス 2012年12月、総額200億米ドルのプロジェクトファイナンスに係る融資関連契約に調印
 2020年6月、約83億米ドルのリファイナンスを実施

TOTAL (仏)大阪ガス

90 万トン

80 万トンJERA (旧中部電力分)
49 万トン

九州電力
30 万トン東邦ガス
28 万トン18

石油・天然ガス分野【コアエリア①】オーストラリア
プレリュードFLNGプロジェクト
INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd

オペレーター: Shell
利権契約：生産終了まで生産能力

LNG：年間360万トン

LPG：年間約40万トン(ピーク時）

コンデンセート：年間130万トン（ピーク時）



マイルストーン
2011年5月、最終投資決定
2018年12月、生産井からのガス生産を開始

2019年3月、コンデンセート出荷開始

2019年6月、LNG出荷開始

2019年7月、LPG出荷開始

ヴァンゴッホ油田、コニストン油田及びラベンスワース油田
INPEXアルファ石油
ヴァンゴッホ油田（WA-35-L）/ コニストン油田（WA-35-L及びWA-55-L鉱区）

オペレーター: Santos
利権契約：生産終了まで

マイルストーン
2010年2月、ヴァンゴッホ油田にて原油生産開始

2015年5月、コニストン油田にて原油生産開始

2016年7月、コニストン油田ノバラ構造にて原油生産開始

2019年1月、ヴァンゴッホ油田追加開発井から原油生産
2021年第2四半期よりヴァンゴッホ油田追加開発井3坑の掘削、2021年第3四半期から順次原油生産開始
ラベンスワース油田（WA-43-L鉱区）

オペレーター: Woodside
利権契約：生産終了まで

マイルストーン
2010年8月、生産開始

19石油・天然ガス分野【コアエリア①】オーストラリア（東チモール共和国）
TL-SO-T 19-12鉱区 (バユ・ウンダン ガス・コンデンセート田)
INPEXサウル石油


オペレーター: Santos
生産分与契約：2024年8月31日まで
マイルストーン
2004年2月、コンデンセート/LPG販売開始

2005年8月、東京電力（現JERA）/東京ガスとLNG販売契約締結

2006年2月、LNG販売開始

2019年8月に、東チモール・オーストラリア両政府間の海上国境の画定を受け、東チモール政府と新たなPSCを締結。（旧PSCと同等条件での事業継続決
定済）
2021年第2四半期よりインフィル井3坑の追加掘削、2021年第3四半期から順次生産開始

2022年3月、バユウンダン生産施設及びダーウィンLNG施設を再利用して周辺鉱区から排出されるCO2を回収・貯蔵することを目的に、バユウンダンCCSのFEED作業を開始

2023年11月にBayuUndanガスでの最終LNGカーゴの出荷を完了。以降、ダーウィン経由で豪州国内供給用にパイプラインを通してガスを供給中。

20

石油・天然ガス分野【コアエリア②】アブダビ
アブダビ陸上鉱区
オペレーター：ADNOC Onshore*
利権契約：2054年まで* 権益保有者が株主である操業会社。JODCO Onshore Limitedから5%を出資。
増産計画を検討中

アブダビ海上油田
オペレーター
上部ザクム油田：ADNOC Offshore
下部ザクム油田：同上
サター油田・ウムアダルク油田：同上
目標生産能力：4油田合計の生産能力日量150万バレルに向け開発作業中
 上部ザクム油田：日量約100万バレル（100%）
 下部ザクム油田：日量約45万バレル（100%）
 サター油田： 日量約2.5万バレル（100%）
 ウムアダルク油田: 日量約2万バレル（100%）
利権契約
 上部ザクム油田：2051年まで
 下部ザクム油田：2058年まで
 サター油田・ウムアダルク油田（JODCO）：2043年
下部ザクム油田においては、ADNOC（アブダビ国営石油会社）およびパートナー各社と密接に連携し、アセットリーダーとして主導的な立場で開発作業を実施中

ADNOCとともにオフショア施設電力を陸上からのクリーン電力で賄う等のクリーン化を推進中
増産計画を検討中

アブダビ陸上Block 4探鉱鉱区


2019年、探鉱鉱区公開ラウンドにてオペレーターとして単独で落札
2021年5月より試掘・評価井の掘削作業を実施中
複数の油ガス層を発見しており、評価作業を進めるとともに、早期の生産開始を目指す
鉱区面積：約6,116平方キロメートル

21石油・天然ガス分野【コアエリア③】東南アジア
インドネシア アバディLNGプロジェクト
INPEXマセラ
オペレーター：当社
生産分与契約：2055年11月15日まで（2019年10月延長契約等を締結）
生産規模
 天然ガス総生産量（LNG 換算）年産1,050 万トン、LNG年産950万トン規模、現地需要向けパイプラインガス日量1億5千万立方フィート（予定） コンデンセート日量最大約 3.5 万バレル規模

マイルストーン 2017年6月、インドネシア政府からNational Strategic Projectに、同年9月にはPriority Infrastructure Projectに認定
 2019年7月、陸上LNGによる開発を前提とした改定開発計画（POD）についてインドネシア政府の承認を取得
 2023年10月、プルタミナ及びペトロナスが新パートナーとしてプロジェクトに参画
 2023年12月、インドネシア政府からCCSを追加した改定開発計画に対する承認を取得
 2024年2月、 修正生産分与契約に対する政府承認取得（生産分与契約に定められたペトロリアムオペレーションにCCSが含まれることを確認）
今後の予定 新たなパートナーとなるプルタミナ及びペトロナスと緊密に連携、協力しながら、早期のFID、生産開始を目標

インドネシア タングーLNGプロジェクト
MI Berau B.V. / MIベラウジャパン


オペレーター：BP
生産分与契約：2055年12月31日まで
LNG生産能力：年間約1,140万トン
マイルストーン 2009年7月、LNG販売開始
 2016年7月、拡張プロジェクト（年間380万トンの生産能力を有する第三液化系列を増設）の最終投資決定
 2021年8月、ヴォルワタガス田のCCUS及びUbadariガス田開発に係る開発計画（POD）の承認をSKK Migasより取得
 2022年12月、生産分与契約の契約期限を2055年12月31日まで20年間延長することについて政府承認を取得
 2023年10月、第三液化系列からの生産開始
 CCUS事業を含む追加開発を検討中

22

石油・天然ガス分野【コアエリア③】東南アジア
05-1b & 05-1c鉱区（サオバン・ダイグエットガス田）
INPEXコンソン

オペレーター：出光ベトナムガス開発
生産分与契約：2034年11月17日まで
生産量（見込み）
天然ガス：年産15億m3

原油・コンデンセート：年産280万バレル
マイルストーン
2011年2月、試掘井掘削の成功

2013年6月、ガス・コンデンセート層を発見

2014年8月、ガス・コンデンセート層を発見

2018年2月、最終投資決定
2020年11月、サオバンガス田の生産を開始

2022年、ダイグエットガス田の生産を開始

セブク鉱区 (ルビーガス田）
INPEX南マカッサル


オペレーター：Mubadara Energy (SEBUKU)
生産分与契約：2027年9月21日まで
マイルストーン
2010年9月、権益を取得

2011年6月、開発移行決定
2013年10月、生産開始

23石油・天然ガス分野【コアエリア③】東南アジア
Block 4E (深海鉱区)
INPEX Malaysia E&P 4E Sdn. Bhd.



オペレーター：INPEX Malaysia E&P 4E Sdn. Bhd.
生産分与契約：2059年2月14日まで（第一探鉱期間は2026年2月16日までの3年間、第二探鉱期間は2028年2月14日までの2年間）
マイルストーン
2022年12月、鉱区落札

2023年2月、生産分与契約を締結

2023年7月、当局より初年度予算承認、探鉱作業開始

Block SK418 (浅海鉱区)
INPEX Malaysia E&P SK418 Sdn. Bhd.



オペレーター：PETRONAS Carigali Sdn. Bhd.
生産分与契約：2051年2月14日まで（探鉱期間は2027年2月14日までの4年間）
マイルストーン
2022年12月、鉱区落札

2023年2月、生産分与契約を締結

2023年7月、当局より初年度予算承認、探鉱作業開始

Block SK510(浅海鉱区)
INPEX Malaysia E&P SK510 Sdn. Bhd.



オペレーター：PETRONAS Carigali Sdn. Bhd.
生産分与契約：2052年1月22日まで（探鉱期間は2028年1月22日までの4年間）
マイルストーン
2023年12月、鉱区落札

2024年1月、生産分与契約を締結

24

石油・天然ガス分野【コアエリア④】日本
国内天然ガス事業

天然ガス販売状況*

2023年12月期販売量：20.4億m3

2024年12月期販売量見通し：20.9億m3

2030年に年間27億m3の供給見通し



直江津LNG基地

2013年12月、直江津LNG基地の商業運転開始

2018年10月、イクシスの第1船（パシフィック・ブリーズ）が入港

2019年2月、イクシスからオセアニア・ブリーズが初入港

2024年4月、既存気化器の能力見直しにより、最大製造能力を750万Nm3から825万Nm3に見直し
2024年6月、LNG船 第70船が入港



国内パイプライン網

関東甲信越及び北陸地域に広がる約1,500kmの天然ガスパイプライン
新ライン建設• 2022年3月、新東京ライン建設第五期工事 着工（群馬県藤岡市～埼玉県本庄市：15.9km、工期~2024年末）

カーボンニュートラル商品の販売
2021年より都市ガス事業者への販売開始* 1m3当たり41.8605MJ換算

25

石油・天然ガス分野【コアエリア⑤】欧州ノルウェー スノーレ油田等












スノーレ油田
オペレーター：Equinor

生産開始年：1992年

マイルストーン：• 2022年、スノーレ拡張開発工事完了• 2023年5月、浮体式洋上風力発電からスノーレ生産施設に給電開始
フラム油田

オペレーター：Equinor

生産開始年：2003年
ベガ油ガス田
オペレーター：Wintershall Dea

生産開始年：2010年
デューバ油田
オペレーター：Neptune Energy

生産開始年：2021年
その他トルディス、ビグディス、フラムエイチノース、ビュールディングの4油田で生産中
2022年1月、スノーレプロジェクトをはじめとする10の生産・開発中の油ガス田権益の他、複数の有望な既発見未開発油ガス田と探鉱鉱区を保有する出光スノーレ石油開発（新商号：INPEXノルウェー）の株式50.5%の取得完了
INPEXノルウェー社の100%子会社のINPEX Idemitsu Norge 社がオペレーターのPL1130鉱区（当社権益比率：60%）をはじめ、主に既存油ガス田周辺エリアにおいて探鉱活動を実施中複数の既発見未開発油ガス田の開発を検討中
2024年6月、PL636鉱区において油ガス層を発見

26

石油・天然ガス分野【その他エリア】
カザフスタン カシャガン油田
INPEX北カスピ海石油

オペレーター：North Caspian Operating Company (NCOC)
生産分与契約：2031年末まで (カシャガン油田)*
マイルストーン 2016年10月、原油出荷を開始
 生産日量45万バレルを目指し作業中* 現行の契約条件にて10年×1回の延長（2041年まで）が可能

アゼルバイジャン ACG油田
INPEX南西カスピ海石油


オペレーター：BP
生産分与契約：2049年まで*












* 2017年に、PS契約の2049年末までの延長が合意された

マイルストーン
1997年、チラグ油田生産開始
2005年2月、アゼリ油田中央部生産開始
2005年12月、アゼリ油田西部生産開始
2006年10月、アゼリ油田東部生産開始
2008年4月、グナシリ油田深海部生産開始
2014年1月、チラグ油田西部生産開始
2019年4月、アゼリ油田中東部新規生産プラットフォーム建設決定
2021年9月、鉱区全体の累計生産量40億バレル達成
2024年4月、アゼリ油田中東部生産開始

サハリン-１サハリン石油ガス開発


サハリン石油ガス開発（SODECO）を通じ、サハリン-1プロジェクトへ参画
当社のSODECO株式持株比率：約6.08%
オペレーター：SMNG-Shelf








マイルストーン
2005年10月、チャイウォより生産開始、2006年10月原油輸出開始
2010年9月、オドプトより生産開始
2015年1月、アルクトン・ダギより生産開始
天然ガスをロシア国内に供給中
2022年10月に発令されたロシア大統領令及び政府令により、新たに設立された有限責任会社「サハリン-1」社にPSA上の権利義務が移管された

27

石油・天然ガス分野【その他エリア】
BTC (Baku Tbilisi Ceyhan) パイプラインプロジェクト
INPEX BTC Pipeline, Ltd.


オペレーター：BP* 2024年5月平均通油量
通油量* ：日量約58.4万バレル
マイルストーン
2002年10月、当社、参加権益2.5%取得

2006年6月、ジェイハンターミナルから原油出荷開始

2009年3月、輸送能力日量120万バレルまでの拡張作業完了

2010年9月13日、累計10億バレル出荷を達成

2014年8月11日、累計20億バレル出荷を達成

2018年7月17日、累計30億バレル出荷を達成

2023年1月18日、累計40億バレル出荷を達成

イラク共和国ブロック10鉱区 (エリドゥ油田)
INPEX南イラク石油


オペレーター：Lukoil
鉱区取得：2012年12月（イラク共和国第４次公開入札にて）
EDPSC*1
探鉱期間： 9年間*2（2021年12月2日まで）

開発生産期間：20年間*3
マイルストーン
2017年2月、試掘第1号井において油層を発見。その後、評価井を掘削し、油層の広がりを確認

油層が鉱区外へ伸長していると予測されたため、鉱区エリアの拡張申請を提出し、2017年11月に承認

商業開発の可能性を検討するため、探鉱および評価作業を実施*1 探鉱、開発、生産サービス契約

2023年3月に、商業宣言及び開発計画概要がイラク当局により承認*2 更なる探鉱・評価作業を実施するため、EDPSCに基づき探鉱期間を4年間延長*3 開発・生産期間は5年間の延長が可能

28

ネットゼロ５分野【ネットゼロ５分野①】水素・アンモニア事業
水素・アンモニア製造・利用一貫実証プロジェクト構想（新潟県柏崎市）


2022年10月、天然ガスをカーボンフリーな水素・アンモニアとして供給するビジネスモデルの実証試験を開始すべく、坑井掘削および地上設備の建設のための最終投資決定（FID）を実
施
2023年5月末にブルー水素・アンモニア実証プラント用地の造成工事が完了し、7月12日に起工式を実施、建設工事に着手。2025年中の運転開始を目指す
2024年7月、生産井掘削作業を完了。圧入井、観測井を順次掘削する。

ブルー水素事業（新潟県）


上記成果を基盤に、当社天然ガス田及び既存インフラを活用したブルー水素製造プラントを建設し、2030年頃までに商業化を目指す（年間10万トン規模）

海外（オーストラリア・インドネシア等）でのクリーン水素・アンモニア事業


海外大型事業の開発を目指し、事業性検討や協業による事業拡大を推進。
オーストラリアの石油・ガス大手Santos、英国のコンサルタント会社Xodusおよびオーストラリア連邦科学産業研究機構（CSIRO）と共に実施する、オーストラリア国内外の水素サプライ
チェーンを対象とするクリーン水素ハブ（Darwin Clean Hydrogen Hub）の構築に向けた事業化検討調査が、オーストラリア政府の補助金プログラムに採択、調査事業遂行中
2023年10月、エア・リキード グループ、LSB Industries社及びVopak Moda Houston社と共同で、米国テキサス州ヒューストン港における大規模低炭素アンモニア事業の共同スタ
ディを開始。
2023年10月、Green Hydrogen International（GHI）社と米国テキサス州南部におけるグリーン水素事業の共同スタディ契約を締結、FSを遂行中

29

ネットゼロ５分野【ネットゼロ５分野②】CCUS（上流事業のCO2低減）
CO2EOR実証（新潟県阿賀野市）


2021年4月、CO2を用いた原油回収促進技術（EOR）の実証試験に向けたJOGMECとの共同研究を開始
2022年6月、実証試験に向け坑井の掘削を開始。2023年1月、完了
2023年9-11月、ハフパフ試験実施・完了、合計約200トンのCO2を圧入、一部を回収

CO2EOR事業（アブダビ）


ADNOCと共に、アブダビ陸上鉱区のCCUS能力を現状の年間80万トンから増強することを目指す

イクシスLNGプロジェクトCCS（オーストラリア）



当社がオペレーターとして操業するイクシス液化基地にて、天然ガスから分離されるCO2の圧入・貯留の実施を目指す
2022年8月、JOGMECとの間で「豪州LNG事業におけるGHG排出低減のためのCCS事業機会評価に関する調査」に関する共同研究の開始及びオーストラリア北部準州沖合GHG
アセスメント鉱区(G-7-AP)を落札。2024年にかけて新規三次元地震探査データの収録、坑井掘削等の評価作業を行う予定
2024年5月、日本国内で排出されるCO₂を分離・回収し、オーストラリアへ輸送、地下貯留するに至るまでのCCSバリューチェーン構築に向けた事業の実現可能性について、共同検討の実施に係る合意書をJERAと締結
2020年代後半に導入し、第一段階として年間200万トン以上のCO₂の圧入を開始する

国内外における事業化推進

石油・天然ガス分野における経験・知見・アセット等を基盤に、国内外における適地調査、技術開発等を実施し、CCSビジネスの事業化を目指す
2023年2月、マレーシア・サラワク州内のCO2濃度の高いガス田や各産業から排出されるCO2を対象としたCO2の回収・貯留プロジェクトの開発に向けた共同協力協定を、サラワク州
営企業であるPetroleum Sarawak Berhadと締結
JOGMECから令和５年度「先進的CCS事業の実施に係る調査」の委託を受け、当社が関与する「首都圏CCS事業」と「日本海側東北地方CCS事業」の事業性検討を実施
両案件において貯留地における試掘、輸送に関する基本設計を進めるため、JOGMECの公募事業である「先進的CCS事業の実施に係る設計作業等」委託事業に応募。前年度に引き続き「首都圏CCS事業」と「日本海側東北地方CCS事業」に選定された

30

ネットゼロ５分野【ネットゼロ５分野③】再生可能エネルギー事業
洋上風力発電事業（欧州）
ルフタダウネン洋上風力発電所
 当社参画：2022年
 様式：着床式洋上風力発電
 マイルストーン• 2015年9月に商業運転開始

モーレイイースト洋上風力発電所
 当社参画：2023年
 様式：着床式洋上風力発電
 マイルストーン• 2022年4月に商業運転開始

ボルセレⅢ/Ⅳ洋上風力発電
 当社参画：2022年
 様式：着床式洋上風力発電
 マイルストーン• 2021年1月に商業運転開始

ブンガラ1&2太陽光発電
 当社参画：2023年
 様式：太陽光発電
 マイルストーン• 2020年より商業運転開始

ギガレ太陽光発電
 当社参画：2023年
 様式：太陽光発電
 マイルストーン• 2025年1月より商業運転開始予定

クォーンパーク太陽光・蓄電池
 当社参画：2024年
 様式：太陽光発電＋蓄電池
 マイルストーン• 2026年7月より商業運転開始予定

コフナ太陽光発電
 当社参画：2023年
 様式：太陽光発電
 マイルストーン• 2022年より商業運転開始

フラットロックス陸上風力発電
 当社参画：2023年
 様式：陸上風力発電
 マイルストーン• 2024年8月より商業運転開始予定

陸上風力発電および太陽光発電・蓄電池事業（豪州）

洋上風力発電事業（長崎県）（浮体式）


長崎県五島市沖における浮体式洋上風力発電事業実施に向けたコンソーシアムに参画
2022年4月に経済産業省および国土交通省より国内で初めて公募占用計画の認定を取得し、同年に工事着手。2026年1月商業運転開始に向け、建設中

31

ネットゼロ５分野【ネットゼロ５分野③】再生可能エネルギー事業
地熱発電事業（インドネシア）
ムアララボ地熱発電事業

当社参画：2021年

オペレーター：PT Supreme Energy Muara Laboh
マイルストーン
2019年12月より商業運転開始

フェーズ2拡張の2024年中のFIDを目指す
ランタウ・ドゥダップ地熱発電事業

当社参画：2022年

オペレーター：PT Supreme Energy Rantau Dedap

マイルストーン
2021年12月より運転開始

ラジャバサ地熱発電事業

当社参画：2022年

オペレーター：PT Supreme Energy Rajabasa
マイルストーン

現在、探鉱活動中
サルーラ地熱発電事業

当社参画：2015年

オペレーター：Sarulla Operations Ltd.

マイルストーン
2014年、建設開始

2017年3月、第1号機の商業運転開始

2017年10月、第2号機の商業運転開始

2018年5月、第3号機の商業運転開始

地熱発電事業（日本国内）


2022年6月、秋田県湯沢市小安地域での地熱発電所建設段階への移行を決定。2027年3月の商業運転開始に向けて建設中
北海道阿女鱒岳地域での地熱発電事業については調査継続中
2024年6月、北海道標津町における地熱発電事業に関する資源調査井掘削に向けた作業を開始
2024年7月、岐阜県高山市奥飛騨温泉郷における地熱発電事業に関する資源調査井掘削に向けた作業を開始

32

ネットゼロ５分野【ネットゼロ５分野④】カーボンリサイクル・新分野事業
メタネーション事業（新潟県長岡市）


2023年6月、世界最大級となる家庭用1万戸分に相当する400 Nm³-CO₂/hの試験設備の建設を開始
アブダビにおけるe-メタン製造事業の事業化検討としてMasdar/東ガス/大ガスと共同実施したFSを完了

人工光合成（オーストラリア）


人工光合成化学プロセス技術研究組合（ARPChem）に 2012 年の発足当時より参画し、2022年2月に終了。2022年3月より第2期事業に引き続き参画
人工光合成の国際的なコンペティションにARPChemの支援のもと東京大学と出場、2022年12月の表彰式で1位を受賞（全22チーム中）

ドローン事業

2021年2⽉、テラドローン株式会社に出資。INPEX-Terra Drone Intelligent Drone構想の実現に向け協業中
2022年、三菱重工、三菱重工マシナリーテクノロジー、INPEXパイプラインと共に新潟県柏崎市のガスパイプライン沿線付近にてLTE通信を活用したドローン飛行の実証試験を実施
プラント内や⻑距離パイプライン網におけるドローンによる点検の実⽤化に向けて検討を実施中【ネットゼロ５分野⑤】森林保全事業
森林保全事業

優良な森林保全事業からのクレジットの取得に加えて、事業参画を検討

カーボンファーミングおよびバイオマス燃料の事業化調査 (オーストラリア）


オーストラリア・ニュージーランド銀⾏およびカンタス航空との豪州でのカーボンファーミングおよびバイオマス燃料事業において、2023年8月に植林を開始

33

その他データ34

IFRSにおける会計処理
財政状態計算書の資産

コスト

損益計算書

その他探鉱コスト

探鉱コスト

資産買収コスト・
開発コスト

生産コスト（操業費）

探査井の掘削等
石油・ガス資産

石油・ガス資産発生年に全額費用化

地下資源が発見できなかった時

探鉱費

商業生産に至った時

売上原価（減価償却費）

売上原価（操業費）

35

イクシスLNGプロジェクトの事業スキーム
オーストラリア持株会社
INPEX Holdings Australia Pty Ltd

出資比率100%
子会社

出資比率100%
子会社

出資比率67.82%
共同支配企業

オーストラリア操業会社
INPEX Operations Australia Pty Ltd

イクシス上流事業会社
INPEX Ichthys Pty Ltd

イクシス下流事業会社
Ichthys LNG Pty Ltd

事業内容
イクシスLNGプロジェクトの上下流事業を含め、オーストラリアにおける当社上下流事業に係る操業等を請け負う。

事業内容
イクシスフィールドに係る鉱区権益及び沖合生産施設等を保有し、原料ガスの販売（下流事業会社向け）、及び、コンデンセートの販売を行う。

事業内容
海底パイプライン、陸上LNGプラント及び貯蔵・出荷施設等を保有し、上流事業会社から購入した原料ガスを用いた製品（LNG・LPG及びコンデンセート）の製造・販売を行う。
36

イクシスLNGプロジェクトの会計処理（概略図）
上流事業会社 (UJV)

連結財政状態計算書上の資産連結損益計算書
売上収益

販売収入
生産コスト（操業費）
開発コスト（減価償却費）

下流事業会社 (IJV)

発生年に全額費用化

石油・ガス資産

売上原価
（操業費）
売上原価
（減価償却費）
減価償却方法は、原則、生産高比例法（プロジェクトライフ）

販売収入
原料費
（UJVからの原料ガス）
生産コスト（操業費）
開発コスト（減価償却費）

持分法による投資損益
IJVの税引後損益の当社持分を「持分法による投資損益」にて計上
減価償却方法は、原則、定額法（プロジェクトライフ）

借入利息※下流事業会社(IJV)は共同支配企業であり、同社のキャッシュフローは連結キャッシュフロー計算書上に表示されない。また、コストは主なもの。

37

オーストラリア税制の概要

売上収益⇒（原油・天然ガス価格）×（生産販売量）

営業費用等⇒ 当年発生のOPEX+ 探鉱費＋CAPEXの減価償却額 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・②

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・①

PRRT（Petroleum Resource Rent Tax）
= （上流収益－上流CAPEX・OPEX支出額－探鉱費－廃坑費－PRRT繰越欠損金）×40% ・・・③

法人所得税費用（豪州税）• CAPEX、OPEX、探鉱費、廃坑費の順で上流収益より控除される。なお、探鉱費については、プロジェクト間及びグループ会社間での移転義務がある。
• PRRT繰越欠損金（上流収益－上流CAPEX・OPEX支出額－ 探鉱費－廃坑費が赤字になる場合）については Long Term Bond Rate金利を加え次期以降に繰り越される。
オーストラリア法人税＝ （①－②－③－支払利息）×30%*•

オーストラリア法人税の法定税率と、当社のオーストラリア法人子会社の会計上の法人税等の負担率は異なる場合がある。また、会計上の法人税等の計上額がオーストラリア法人税の納付額と異なる場合もある。

※本スライドの記載内容については、今後税制の改正等に伴い変更の可能性あり。

38