2022年12⽉期 決算説明会

参考データ集2023年2⽉10⽇

連結⼦会社および持分法適⽤関連会社
連結⼦会社 66社
主な連結⼦会社

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

INPEX南⻄カスピ海⽯油

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

ジャパン⽯油開発

アラブ⾸⻑国連邦

100%

⽣産中

12⽉

JODCO Onshore Limited

アラブ⾸⻑国連邦65.76%

⽣産中

12⽉

JODCO Lower Zakum Limited

アラブ⾸⻑国連邦

100%

⽣産中

12⽉

INPEX Idemitsu Norge AS

ノルウェー

50.5%

⽣産中

12⽉

出資⽐率

フェーズ

決算期

持分法適⽤関連会社 22社
主な持分法適⽤関連会社

国（地域）名Ichthys LNG Pty Ltd

オーストラリア66.245%⽣産中

12⽉

MI Berau B.V.

インドネシア

44%

⽣産中

12⽉

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1

セグメント情報
 2022年12⽉期（単位︓百万円）
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

売上⾼

207,082

527,587

320,8031,252,913

セグメント利益⼜は損失（△）△13,081

277,597

172,197

810,885

調整額*1

連結
財務諸表
計上額*2

33,712 2,342,099△17,4392,324,660

16,371 1,263,970△17,562

1,246,408

⽶州

計*1 セグメント利益の調整額△17,562百万円は、各報告セグメントに配分していない全社費⽤であります。全社費⽤の主なものは、報告セグメントに帰属しないのれんの償却及び⼀般管理部⾨にかかる費⽤であります。
*2 セグメント利益は、連結損益計算書の営業利益と調整を⾏っております。

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2

営業外収益・費⽤（億円）

2021年12⽉期

2022年12⽉期

増減

増減率

営業外収益

1,122

3,318

2,196

195.7%

受取利息

311

646

335

107.9%

受取配当⾦

74

94

20

27.4%

持分法による投資利益

388

1,619

1,230

317.0%

⽣産物回収勘定引当⾦戻⼊益

75

73

△1

△ 2.3%

為替差益

－

303

303

－

その他

272

579

307

112.7%

営業外費⽤

452

1,400

947

209.3%

⽀払利息

137

323

186

135.5%

為替差損

67

－

△ 67

△ 100.0%

⾦融資産の条件変更から⽣じる損失

－

854

854

－

248

221

△ 26

△ 10.6%

その他

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3利払い・償却・探鉱費前利益（EBIDAX）
（百万円）

備考

2021年12⽉期

2022年12⽉期

親会社株主に帰属する純利益

223,048438,276

215,228

P/L

⾮⽀配株主に帰属する純損益△ 9,123

3,620

12,743

P/L

減価償却相当額

272,276

372,304

100,028

減価償却費

203,184

292,560

89,376

C/F コンセッション契約及び販管費に係る減価償却費

のれん償却額

6,856

8,963

2,107

C/F

⽣産物回収勘定（資本⽀出）の回収額

62,23670,781

8,545

C/F PS契約に係る減価償却費相当額

探鉱費相当額△ 1,127

21,80622,933

探鉱費

6,445

29,20222,757

P/L コンセッション契約に係る探鉱費△ 7,572△ 7,396

176

P/L PS契約に係る探鉱費相当額等

23,048△ 38,586△ 61,634

法⼈税等調整額

34,094

17,563△ 16,531

P/L

為替差損益

13,618△ 5,500△ 19,118

C/F-

85,48385,483

P/L△38,834△ 161,931△ 123,097

C/F

減損損失

14,17025,799

11,629P/L

税引後ネット⽀払利息△ 12,504△ 23,262△ 10,758

495,618

774,158

278,540

⽣産物回収勘定引当⾦戻⼊益
重要な⾮現⾦項⽬

⾦融資産の条件変更から⽣じる損失持分法による投資損益

EBIDAX

増減

P/L 税引後の⽀払利息⼀受取利息

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4

⽣産物回収勘定の増減推移

（百万円）

備考

2021年12⽉期

2022年12⽉期

575,544548,170

探鉱投資

1,014

1,234

開発投資

27,94933,608

主にACG、コンソン

操業費

17,55322,399

主にカシャガン

その他

3,566

6,694

コスト回収（CAPEX）

62,23670,781

主にACG、コンソン

コスト回収（Non-CAPEX）

15,222

19,182

主にカシャガンー

601

⽣産物回収勘定（期末）548,170

521,541

⽣産物回収勘定引当⾦

61,87153,873

⽣産物回収勘定（期⾸）
増加︓

減少︓

その他

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主にカシャガン5

売上⾼・経常利益・当期純利益時系列⽐較(億円)
22,00019,00014,382
16,00013,00010,000

6,576

7,000

2,573
4,000
1,000
(2,000)2018/3

2019/3

売上⾼

2019/12(9か⽉決算)経常利益

2020/122021/122022/12

親会社株主に帰属する当期純利益

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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（%）

180%

2,100

60 円

156.7%

160%

1,800

140%

50 円
1,500
40 円

1,200

100%

1,200

20 円
18

33.8%

300

2022/122021/122020/122019/122019/3

2018/32017/3

2016/30
2015/30円

2015/3

263

263

263

263

350
2019/318

24

2018/318

30

2017/318

24

36.5% 35.5%

2016/3

10 円

600

80%

61.9%

438

60%

46.4%

40%

31.2%
350

680

834

2022/12

48

700

65.1%

2021/1256.9%*2020/12

900

2019/12

62

30 円

120%

20%
0%

* 2020年12⽉期については、純損失のため配当性向は該当なし

年間配当⾦/株Copyright © 2023 INPEX CORPORATION. All rights reserved.

配当総額（億円）

⾃⼰株式取得額（億円）

配当性向

総還元性向

7

財務指標
イクシス下流IJV含むD/Eレシオ（ネット）*1

65.1%

D/Eレシオ（ネット）*1

31.3%

45.8%

2021年12⽉期

2022年12⽉期

25.4%

2021年12⽉期

2022年12⽉期

⾃⼰資本⽐率*2

60.6%

60.3%
*1 D/Eレシオ (ネット)= （有利⼦負債ー現⾦及び預⾦）／（純資産－⾮⽀配株主持分）*2 ⾃⼰資本⽐率 = （純資産－⾮⽀配株主持分）／総資産

2021年12⽉期

2022年12⽉期

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8

埋蔵量・⽣産量指標
原油換算1バレル当たりの⽣産コスト

15.0
12.0
9.0
6.0

5.0

15.2
US$/BOE

US$/BOE

18.0

原油換算1バレル当たりの販売費及び⼀般管理費

11.3
8.6
5.2

5.4

5.8
ロイヤリティを含む

3.0

ロイヤリティを含まない

0.0

4.0
3.0

US$/BOE

20.0

2020年12⽉期

2021年12⽉期

2022年12⽉期

1.0
0.0

リザーブ・リプレースメント・レシオ（3年平均）
400%

22.9
18.1

16.4

2.5

＊期中⽣産量（原油換算）1バレル当たりの販売費及び⼀般管理費

原油換算1バレル当たりの探鉱・開発コスト（3年平均）
30.0

2.4

2.0

2020年12⽉期 2021年12⽉期 2022年12⽉期＊期中⽣産量（原油換算）1バレル当たりの⽣産コスト

2.3

300%
200%

10.0

100%

76%

37%

46%

2021年12⽉期

2022年12⽉期

0%

0.0
2020年12⽉期

2021年12⽉期

2022年12⽉期＊探鉱・開発費⽤及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
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2020年12⽉期＊期中の確認埋蔵量増加分／期中⽣産量
92022年12⽉期 ネット⽣産量（⽇量）
原油・コンデンセート・LPG
2% 1%

83

622.2千BOE/⽇

390.3千BOE/⽇

12%

45

原油・天然ガス合計

16%

64
271

2% 3%

⽇本

9 21

アジア・オセアニア
ユーラシア（欧州・NIS諸国）
中東・アフリカ

69%

⽶州

43%

271

247

40%

天然ガス
4% 1%

54

9

8%

1,211.5百万cf/⽇

101(231.8千BOE/⽇)

74

⽇本
アジア・オセアニア

1,048

12%

ユーラシア（欧州・NIS諸国）
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

⽶州

87%

* 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しています。
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10

2023年12⽉期 販売量（予想）原油
販売量

2022年12⽉期（実績）

2023年12⽉期（予想）138,116

139,642

1,526

1.1%

442,416

524,197

81,781

18.5%

うち海外分

360,291438,249

77,958

21.6%

うち国内分

82,125(2,201百万m3)

85,948(2,303百万m3)

3,823(102百万m3)

4.7%

109

514

406

373.0%（千bbl）*1

天然ガス（百万cf）*2

LPG （千bbl）*3

増減

増減率

*1 国内原油およ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*3 国内LPG販売量の換算係数として1トン=10.5bblを使⽤

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11

持分発電容量/セグメント別発電量• 持分発電容量
国名

持分⽐率

発電容量

持分発電容量

越路原ガス⽕⼒発電

⽇本

100％

55MW

55.0MW

INPEX メガソーラー上越

⽇本

100％

2MW×2

4.0MW

サルーラ地熱発電

インドネシア18.2525％330MW

60.2MW

ムアララボ地熱発電

インドネシア30％85MW

25.5MW

ランタウ・ドゥダップ地熱発電

インドネシア

27.4%

98.4MW

26.9MW

ルフタダウネン洋上⾵⼒発電

オランダ

50％

129MW (3MW×43基）

64.5MW

ボルセレⅢ/Ⅳ洋上⾵⼒発電

オランダ

15％

731.5MW (9.5MW x 77基)

109.7MW

1,430.9MW

345.8MW合計• セグメント別発電量（百万kWh）
2021年12⽉期

2022年12⽉期

⽇本

207.6百万kWh

199.3百万kWh

アジア・オセアニア

392.4百万kWh

425.4百万kWhー

313.2百万kWh

600.0百万kWh

937.9百万kWh

ユーラシア（欧州・NIS諸国）
合計

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12

埋蔵量*1

6,706

7,000
6,000

百万 BOE

5,000

5,212

6,505

2,620

2,775

1,202

6,311

6,213

2,666

2,476

4,000

27.4年*4

3,000
2,000

4,010

4,086

2019年3⽉期

2019年12⽉期

3,730

3,645

2020年12⽉期

2021年12⽉期

3,738

16.5年*4

1,000
0

確認埋蔵量

*2

推定埋蔵量

2022年12⽉期*3*1 埋蔵量は、持分法適⽤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、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＝2022年12⽉末｢確認埋蔵量｣または｢確認埋蔵量＋推定埋蔵量｣／2022年12⽉期⽣産量実績

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13

地域別確認埋蔵量
4,500

4,086

4,010
4,000

1.2%

0.1%

3,730
1.1%

3,500

3,738
0.3%

3,645
1.0%

3,000

MMBOE

58.6%

59.2%
58.1%

2,500

61.2%

73.8%
*1

2,000

1,500

8.2%

8.6%

9.7%

8.9%

1,000

29.3%

27.2%

27.4%

500

0

25.3%

22.5%

3.8%

3.8%

3.7%

3.6%

3.4%

2019/3

2019/122020/122021/122022/12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*1 2022年12⽉期については、ユーラシア（欧州・NIS諸国）と中東・アフリカの確認埋蔵量を合算し表⽰しています。

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14

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

イクシス、上部ザクム
アブダビ陸上鉱区など

11,00010,000

推定埋蔵量

9,000

確認未開発埋蔵量

8,000

確認開発埋蔵量

アバディ、イクシス、
など

7,000
6,000
5,000

2,476

4,000
1,148

3,000
2,000
1,000

2,590

27.4年*1

1,148

2,590

16.5年

0
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*2*1 可採年数＝（2022年12⽉末｢確認埋蔵量｣、｢推定埋蔵量｣）／（2022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。

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15

確認埋蔵量の推移の要因分析（百万BOE）
4,500
4,000

286

44

▲11

3,500

▲227

3,000
2,500
2,000

3,738

3,645

1,500
1,000
500
0

2021年12⽉末
2021年12⽉末
確認埋蔵量

拡張及び発⾒等*1 評価の⾒直し(+)
評価の⾒直し拡張及び発⾒等

油価変動の油価変動の影響(-)
影響

期中⽣産量
期中⽣産量(-)

2022年12⽉末
2022年12⽉末
確認埋蔵量*1 買収及び売却等を含む。

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16

推定埋蔵量の推移の要因分析（百万BOE）
3,000

7

2,500

▲168

2,000
1,500

▲29

2,666

2,476

1,000
500
0
2021年12⽉末
2021年12⽉末
推定埋蔵量

拡張及び発⾒等
拡張及び発⾒等*1

評価の⾒直し評価の⾒直し(-)

油価変動の油価変動の影響(-)
影響

2022年12⽉末
2022年12⽉末
推定埋蔵量*1 買収及び売却等を含む。

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17

確認埋蔵量、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
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プロジェクトデータ18主なプロジェクト【コアエリア⑤】欧州【その他エリア】
カシャガン油⽥等

ノルウェープロジェクト
オランダ洋上⾵⼒事業

ACG油⽥【コアエリア④】⽇本【コアエリア②】アブダビ

国内天然ガス事業

アブダビ海上油⽥
アブダビ陸上鉱区【コアエリア③】東南アジア
アバディLNGプロジェクト
ベラウ鉱区（タングー・ユニット）【コアエリア①】オーストラリア

05-1b/05-1c鉱区（サオバン・ダイグエットガス⽥）

イクシスLNGプロジェクト

セブク鉱区（ルビーガス⽥）

プレリュードFLNGプロジェクト

ムアララボ地熱発電事業

WA-35-L鉱区（ヴァンゴッホ油⽥）
WA-35-L/WA-55-L鉱区（コニストンユニット）
WA-43-L鉱区（ラベンスワース油⽥）

サルーラ地熱発電事業

ランタウ・ドゥダップ地熱発電事業

Rimba Raya Biodiversity
Reserve REDD＋プロジェクト

TL-SO-T 19-12鉱区（バユ・ウンダン油ガス⽥）

最終投資決定前

操業中
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20【事業ハイライト】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（⽣産中、当社権益66.245％）
⽣産井掘削作業 現在、25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。
 ⽣産量（2022年10~12⽉平均⽇量）
 上流ガス*︓⽇量約1,562百万⽴⽅フィート
 上流コンデンセート︓⽇量約5.9万バレル

各製品の出荷数



期間

LNG

陸上コンデンセート

海上コンデンセート

2018年10⽉~2019年3⽉

31

4

10

LPG
6

2019年4~12⽉

84

16

23

23

2020年

122

22

34

34

2021年

117

21

32

32

2022年

112

21

29

30

* 井⼾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）【コアエリア②】アブダビ
アブダビ陸上鉱区（⽣産中、当社権益5%）
⽬標⽣産能⼒︓⽇量200万バレル（100%）
更なる増産計画を検討中

アブダビ海上油⽥（⽣産中）










⽬標⽣産能⼒上部ザクム油⽥（12％権益保有）: ⽇量約100万バレル（100%）
下部ザクム油⽥（10％権益保有）: ⽇量約45万バレル（100%）
サター油⽥（40％権益保有）: ⽇量約2.5万バレル（100%）
ウムアダルク油⽥（40％権益保有）: ⽇量約2万バレル（100%）
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
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
更なる増産計画を検討中

アブダビ陸上Block 4探鉱鉱区（探鉱中、当社権益100%）

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

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21

【事業ハイライト】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（開発準備中、当社権益65％）
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
 契約期間︓1998年11⽉16⽇〜2055年11⽉15⽇
 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当局の承認を取得
 2020年2⽉、インドネシア国営電⼒会社および国営肥料会社との間で、インドネシア国内向けのLNGおよび天然ガスの⻑期供給に関する覚書を締結
 2020年12⽉、インドネシア国営ガス会社との間で、インドネシア国内向けのLNGの供給に関する覚書を締結
 今後の予定
 CCSの導⼊等のクリーン化について包括的な検討を⾏い、クリーンで競争⼒のあるプロジェクトとして2030年代初頭の⽣産開始を⽬指し、事業を推進する予定。そのための開発計画の再改定について政府・関係機関と交渉を継続し、2020年代後半の最終投資決定を⽬標とする

インドネシア タングーLNGプロジェクト（⽣産中、当社権益7.79％（ネット））

2022年12⽉、⽣産分与契約（PSC契約）を2055年まで20年間延⻑することについて政府承認を取得。CCUS事業を含む開発を検討中【コアエリア④】⽇本
国内天然ガス事業（⽣産中、当社権益100%）
天然ガス販売量（1m3当たり41.8605MJ換算）
 2022年12⽉期（実績）︓22.0億m3
 2023年12⽉期（⾒通し）︓23.0億m3
 直江津LNG基地
 2022年7⽉、LNG船 第50船が⼊港
 天然ガスパイプライン網
 2022年3⽉、新東京ライン建設第五期⼯事 着⼯
 カーボンニュートラル製品の販売
 2021年より都市ガス事業者への販売開始


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22【事業ハイライト】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（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
現在（2022年10-12⽉平均）の⽣産量は合計⽇量約3.3万boe（INPEX Idemitsu Norge (IIN)社分）
2022年4⽉、PL293B 鉱区における油ガス層の発⾒（IIN社権益⽐率10%）【その他エリア】
カザフスタン カシャガン油⽥（⽣産中、当社権益7.56%）


⽣産⽇量45万バレルを⽬指し作業中

アゼルバイジャン ACG油⽥（⽣産中、当社権益9.31%）

2021年、累計⽣産量40億バレルを達成

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23

【事業ハイライト】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【ネットゼロ５分野②】CCUS（上流事業のCO2低減）

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）

CO2EOR実証（新潟県阿賀野市）

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。
ブルー⽔素・アンモニア製造実証プラントを建設し、2025年中の運転開始を⽬指す。

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（10万トン規模）。

クリーンアンモニア事業（アブダビ）


ADNOC（アブダビ国営⽯油会社）、JERA、JOGMECとアブダビにおけるクリーンアンモニア⽣産の事業化可能性に関する共同調査を実施。
この調査の結果を基盤として、アブダビでクリーンアンモニア製造プラントを建設し、2020年代後半からの供給を⽬指す。

海外（オーストラリア・アブダビ・インドネシア等）でのクリーン⽔素事業


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。⽔素製造・液化・出荷事業への参画等検討中。
2022年、オーストラリアの発電会社AGL Energyとの間で南オースト
ラリア州およびニューサウスウェールズ州におけるグリーン⽔素製造プロ
ジェクトの実現可能性調査に関する覚書を締結のうえ、⽔素の輸出や⽔素を利⽤したメタネーションに関する調査を実施中。



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年中にCO2圧⼊試験の実施を予定。

CO2EOR事業（アブダビ）


ADNOCと共に、アブダビ陸上鉱区の現状年間80万トンのCCUS能⼒を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との間でオーストラリアLNG事業におけるCCS事業に向けた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(G7-AP)を落札。
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。
2022年4⽉、PTTEPおよび⽇揮ホールディングスと、タイ国におけるCCS
事業化に関する覚書を締結。
2022年、経済産業省が主催するCCS⻑期ロードマップ検討会に参加し、国内CCSの事業化に向けた枠組み作りに関与。
2023年1⽉、船舶輸送を⽤いたCCSバリューチェーン事業の実現可能性を検討すべく、伊藤忠商事、三菱重⼯業、⼤成建設との間で共同スタディの実施に関する覚書を締結。

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24【事業ハイライト】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【ネットゼロ５分野④】カーボンリサイクル・新分野事業

洋上⾵⼒発電事業（オランダ）（着床式）

メタネーション事業（新潟県⻑岡市）

2022年2⽉にオランダ沖合にて操業中のルフタダウネン洋上⾵⼒発電
所の50%持分、2022年3⽉にボルセレIII/IV洋上⾵⼒発電所の15%持分を取得。現在、順調に運転中。

洋上⾵⼒発電事業（⻑崎県）（浮体式）


⻑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。2024年1⽉の商業運転を⽬指す。

地熱発電事業（インドネシア）

2021年12⽉、インドネシアのムアララボ地熱発電事業に参画、その後権益を追加取得（実質的当社持分30%) 。追加開発も検討。
2022年10⽉、インドネシアのランタウ・ドゥダップ地熱発電事業に参画（実質的当社持分27.4%）。
2022年12⽉、インドネシアのラジャバサ地熱事業に参画（実質的当社持分31.45%）。

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 ⽉の運転開始に向けて準備中。
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。



NEDO助成事業として、 400N㎥/hのメタン製造プラントの建設・操業、
当社ガスパイプラインでの販売による実⽤化技術開発を推進中。EPC（設計・調達・設計）作業へ移⾏中。

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
Rimba Raya REDD+プロジェクトの⽀援（インドネシア）


2021年2⽉、Rimba Raya REDD＋プロジェクトへの⽀援を通じて5年間で500万トンのカーボンクレジットを取得することをInfiniteEARTH社と合意。オランウータン保護のための3つのリリースキャンプ建設を準備中。

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）

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2022年3⽉、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カーボンファーミングおよびバイオマス燃料事業協⼒に係る協業開始。
25

イクシスLNGプロジェクト
INPEX Ichthys Pty Ltd、Ichthys LNG Pty Ltd【コアエリア①】オーストラリア
 当社権益⽐率︓66.245%（オペレーター）

LNG⻑期販売契約数量（840万トン／年）

 プロジェクトライフ︓約40年

東京ガス
105 万トンJERA (旧東京電⼒分)
105 万トン

 ⽣産能⼒ LNG︓年間約890万トン
 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）

INPEX
90 万トン
CPC (台湾)
175 万トン関⻄電⼒
80 万トン

 確認埋蔵量
 約10.11億 BOE(当社権益⽐率66.245％ベース)

TOTAL (仏)⼤阪ガス

90 万トン

80 万トンJERA (旧中部電⼒分)

 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

49 万トン東邦ガス
九州電⼒

28 万トン

30 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

 開発作業時の主要EPC請負業者
 上流事業


沖合⽣産・処理施設（CPF）︓Samsung Heavy Industries（韓）沖合⽣産貯油・出荷施設(FPSO)︓Daewoo Shipbuilding & Marine
Engineering (韓)海底⽣産システム（SPS）︓GE Oil & Gas（⽶）






陸上LNGプラント︓⽇揮、千代⽥化⼯、KBR社（⽶）の企業連合
ガス輸送パイプライン（GEP）︓Saipem（伊）、三井物産、住友商事、メタルワン
ダーウィン湾内浚渫作業︓Van Oord（蘭）計装・制御システム︓横河電機（上流施設も含む）



 下流事業Copyright © 2023 INPEX CORPORATION. All rights reserved.

26

イクシスLNGプロジェクト
事業スキーム【コアエリア①】オーストラリア

オーストラリア持株会社
INPEX Holdings Australia Pty Ltd

出資⽐率100%
連結⼦会社

出資⽐率100%
連結⼦会社

出資⽐率66.245%
持分法適⽤会社

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。

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27

イクシスLNGプロジェクト
周辺探鉱鉱区【コアエリア①】オーストラリア
 イクシスLNGプロジェクト周辺には16の探鉱鉱区を保有。これまでに、クラウン、ラセター、ミミア、バーンサイド等のガス構造を発⾒し、これらのガス構造は少なくとも9鉱区に亘る
 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。2023年以降にAC/P66鉱区の3D震探収録作業、WA285-P及びWA-343-P鉱区での試掘井の掘削を予定

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28

プレリュードFLNGプロジェクト
INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd【コアエリア①】オーストラリア

東チモール





プレリュードガス⽥
コンチェルトガス⽥
オーストラリア

WA-44-L鉱区

ガス⽥
イクシスガス・コンデンセート⽥

鉱区
0



権益⽐率︓17.5％（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

40km* 当社権益相当分年間約63万トンのLNGの売買について、JERA（年間約56万トン）、静岡ガス（年間約7万トン）それぞれと合意

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29

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【コアエリア①】オーストラリア

WA-55-L鉱区

オーストラリア

コニストン油⽥

WA-35-L鉱区

ヴァンゴッホ油⽥
ラベンスワース油⽥

WA-43-L鉱区

オンスロー

油⽥

オーストラリアエクスマウス

50km

0

鉱区

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）

当社権益⽐率︓47.499%（オペレーター: Santos）

利権契約 : ⽣産終了まで

原油⽣産量*︓⽇量約8千バレル
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）

当社権益⽐率︓28.5%（オペレーター: Woodside）

利権契約︓⽣産終了まで

原油⽣産量*︓⽇量約3千バレル
マイルストーン 2010年8⽉、⽣産開始* 鉱区100%ベース、2022年12⽉平均⽇産量

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30

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【コアエリア①】オーストラリア



油⽥
インドネシアガス⽥

オーストラリア

鉱区
パイプライン
東チモール

オーストラリア

キタン油⽥

TL-SO-T 19-12鉱区
TL-SO-T 19-13鉱区

バユ・ウンダンガス・コンデンセート⽥
0

ダーウィン

50km

⼀部暫定領海線を含む

当社権益⽐率: 11.378120%（オペレーター: Santos）
⽣産分与契約︓2023年3⽉31⽇まで
⽣産量*1
 コンデンセート︓⽇量約5千バレル
 LPG︓⽇量約2千バレル
 天然ガス*2︓⽇量約99百万⽴⽅フィート
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*1 鉱区100%ベース、2022年12⽉平均⽇産量*2 井⼾元の⽣産量ではなく買主への販売に対応した数量

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31アブダビ海上油⽥
ジャパン⽯油開発 (JODCO) / JODCO Lower Zakum Limited【コアエリア②】アブダビ

上部ザクム油⽥（JODCO）
 当社権益⽐率︓12%（オペレーター︓ADNOC Offshore）
 利権契約︓2051年まで



下部ザクム油⽥（JODCO Lower Zakum Limited）
 当社権益⽐率︓10%（オペレーター︓ADNOC Offshore）
 利権契約︓2058年まで



サター油⽥・ウムアダルク油⽥（JODCO）
 当社権益⽐率︓40%（オペレーター︓ADNOC Offshore）
 利権契約︓2043年まで

ダス島

上部／下部ザクム油⽥
サター油⽥

ジルク島

ウムアダルク油⽥

イラン

油⽥

サウジアラビア

アブダビ

アラブ⾸⻑国連邦

パイプライン

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32

アブダビ陸上鉱区
JODCO Onshore Limited【コアエリア②】アブダビ

アブダビ
アルヌーフ油⽥

ジュメイラ油⽥
ウワイサ油⽥シャナヤル油⽥
ルマイサ油⽥バブ油⽥ビダアルケムザン
油⽥

アルジャン油⽥
サヒール油⽥ブハサ油⽥アラブ⾸⻑国連邦

当社権益⽐率︓5%（オペレーター︓ADNOC Onshore*）
利権契約︓2054年まで

アサブ油⽥

フワイラ油⽥イラン

クサーウィラ油⽥
シャー油⽥
サウジアラビア

油⽥
パイプライン

メンデル油⽥* 権益保有者が株主である操業会社、JODCO Onshore Limitedから5%を出資。

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33アブダビ探鉱鉱区 Onshore Block 4
JODCO Exploration Limited【コアエリア②】アブダビ

イラク

イラン

サウジアラビア
オマーン

Onshore Block 4
当社権益⽐率︓100%（オペレーター︓JODCO Exploration Limited）
 鉱区⾯積︓約6,116平⽅キロメートル
アブダビ

サウジアラビアアラブ⾸⻑国連邦

鉱区

オマーン

100km

0

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34

アバディLNGプロジェクト
INPEXマセラ【コアエリア③】東南アジア

タニンバル諸島

サムラキ

インドネシア

マセラ鉱区

東チモール





アバディガス⽥

オーストラリア
ガス⽥
鉱区

ダーウィン
0

200km

当社権益⽐率︓65%（オペレーター）
⽣産分与契約︓2055年11⽉15⽇まで（2019年10⽉延⻑契約等を締結）
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当局の承認を取得
 2020年、インドネシア国営電⼒会社、国営肥料会社および国営
ガス会社、それぞれとの間で、インドネシア国内向けのLNG／天然
ガスの⻑期供給に関する覚書を締結

⼀部暫定領海線を含む

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35

ベラウ鉱区（タングーLNGプロジェクト）
MI Berau B.V. / MIベラウジャパン【コアエリア③】東南アジア

カリマンタン島

⻄パプア州（インドネシア）

スラウェシ島





ジャワ島




ベラウ鉱区

ガス⽥
鉱区
カイマナ

50km

0

当社権益⽐率︓7.79% (ネット)（タングーユニット）（オペレーター︓BP）
⽣産分与契約︓2055年12⽉31⽇まで
⽣産量*1
 コンデンセート︓ ⽇量約6千バレル
 天然ガス*2︓⽇量約1,145百万⽴⽅フィート
LNG⽣産能⼒︓年間760万トン
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、現在建設作
業中
 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20年間延⻑*1 鉱区100%ベース、2022年12⽉平均⽇産量*2 井⼾元の⽣産量ではなく買主への販売に対応した数量

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36

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

カンボジア
ベトナム


タイ

マレーシア

サオバン・
ダイグエットガス⽥





ガス⽥
鉱区
0

10km

当社権益⽐率︓36.92％（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、サオバンガス⽥からガス販売開始
 2022年8⽉、ダイグエットガス⽥の開発完了

05-1b & 05-1c鉱区

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37

セブク鉱区 (ルビーガス⽥）
INPEX南マカッサル【コアエリア③】東南アジア

マカッサル海
⻄パプア州

ジャワ島



カリマンタン島

セブク鉱区

スラウェシ島

ガス⽥

ルビーガス⽥鉱区
0

当社権益⽐率: 13.5%(オペレーター︓PEARLOIL (SEBUKU))
⽣産分与契約︓2027年9⽉21⽇まで
⽣産量*1
 天然ガス*2︓⽇量約32百万⽴⽅フィート
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

100km*1 鉱区100%ベース、2022年12⽉平均⽇産量*2 井⼾元の⽣産量ではなく買主への販売に対応した数量

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38

ムアララボ地熱発電事業、ランタウ・ドゥダップ地熱発電事業、ラジャバサ地熱発電事業
INPEX地熱開発【コアエリア③】東南アジア

ムアララボ地熱発電事業

出資形態︓計30％出資（当社参画︓2021年）（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％）（オペレーター︓PT Supreme Energy Muara Laboh）

発電容量︓約85MW

マイルストーン 2019年12⽉より運転開始
 拡張（フェーズ2）を計画中
ムアララボ

スマトラ島

ランタウ・ドゥダップ
ラジャバサ

ランタウ・ドゥダップ地熱発電事業

出資形態︓27.4％出資（当社参画︓2022年）（オペレーター︓PT Supreme Energy Rantau Dedap）

発電容量︓約98.4MW

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

出資形態︓31.45％出資（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

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39

サルーラ地熱発電事業
インペックスジオサーマルサルーラ【コアエリア③】東南アジア





サルーラ

スマトラ島

出資形態︓18.2525%出資（当社参画︓2015年）（オペレーター︓Sarulla Operations Ltd.）
発電容量︓330MW（3ユニット）
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

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40

Rimba Raya Biodiversity Reserve REDD＋プロジェクト（森林保全事業）
INPEX【コアエリア③】東南アジア

Riｍba Raya Biodiversity Reserve REDD＋プロジェクト

マイルストーン 2021年2⽉、同プロジェクトの⽀援を通じて5年間で500 万トンのカーボンクレジットを取得することをInfiniteEARTH社と合意。
 オランウータン保護のための3つのリリースキャンプ建設を⽀援中。適地選定のフィールドサーベイ完了。

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41

国内天然ガス事業
INPEX【コアエリア④】⽇本

新潟県

直江津LNG基地

南⻑岡ガス⽥等における⽣産量*1
 天然ガス︓約2.6百万m3/⽇ (99百万cf/⽇) 原油・コンデンセート︓約3千バレル/⽇

天然ガス販売状況*2
 2022年12⽉期販売量︓22.0億m3
 2023年12⽉期販売量⾒通し︓23.0億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(ﾊﾟｼﾌｨｯｸ・ﾌﾞﾘｰｽﾞ)が⼊港
 2019年2⽉、イクシスからｵｾｱﾆｯｸ・ﾌﾞﾘｰｽﾞが初⼊港
 2022年7⽉、LNG船 第50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• 2023年2⽉、両⽑ライン複線化第⼀期⼯事 竣⼯（栃⽊県
佐野市〜群⾺県館林市︓5.3km）• 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製品の販売
 2021年より都市ガス事業者への販売開始

南⻑岡ガス⽥新⻘海ライン

群⾺県

富⼭県



栃⽊県

新東京ライン

富⼭ライン
東京ライン

新東京ﾗｲﾝ建設
第五期⼯事

両⽑ライン
◆

松本ライン

⼊間ライン

⻑野県

甲府ライン

⼭梨県

両⽑ﾗｲﾝ複線化
第⼀期⼯事

埼⽟県

東京都

静岡ライン
第⼆駿河幹線（静岡ガス）

千葉県

南富⼠幹線（当社・静岡ガス・東京ガス）

清⽔LNG袖師基地
静岡県
0

50km

パイプライン*1 2022年10⽉〜12⽉平均⽇産量*2 1m3当たり41.8605MJ換算

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42

ノルウェー探鉱・開発・⽣産プロジェクト（スノーレ油⽥他）
INPEX Idemitsu Norge AS【コアエリア⑤】欧州








スノーレ油⽥ 当社権益⽐率︓9.6%（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年央、浮体式洋上⾵⼒発電からスノーレ⽣産施設に給電開始予定フラム油⽥
 当社権益⽐率︓15%（オペレーター︓Equinor）
 ⽣産開始年︓2003年
ベガ油ガス⽥ 当社権益⽐率︓3.3%（オペレーター︓Wintershall Dea）
 ⽣産開始年︓2010年
デューバ油⽥ 当社権益⽐率︓30%（オペレーター︓Equinor）
 ⽣産開始年︓2021年
その他トルディス、ビグディス、スタットフィヨルド・イースト、シグナ、フラムエ
イチノース、ビュールディングの6油⽥で⽣産中
⽣産量*
 原油︓ ⽇量約23.1万バレル
 天然ガス︓⽇量約387百万⽴⽅フィート

複数の既発⾒未開発油ガス⽥の開発を検討中



当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
2022年4⽉、PL293B鉱区において油ガス層を発⾒

*1 鉱区100%ベース、2022年12⽉平均⽇産量

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43

ルフタダウネン、ボルセレⅢ/Ⅳ 洋上⾵⼒発電事業（オランダ）
INPEX Renewable Energy Europe Limited【コアエリア⑤】欧州

ルフタダウネン洋上⾵⼒発電所
 持分︓50%（当社参画︓2022年）
 発電容量︓129MW (3MW x 43基)
 様式︓着床式洋上⾵⼒発電
 マイルストーン• 2015年9 ⽉に運転開始



ボルセレⅢ/Ⅳ洋上⾵⼒発電所
 持分︓15%（当社参画︓2022年）
 発電容量︓731.5MW (9.5MW x 77基)
 様式︓着床式洋上⾵⼒発電
 マイルストーン• 2021 年1⽉に運転開始

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44

カシャガン油⽥他
INPEX北カスピ海⽯油【その他エリア】

カザフスタン

カイラン構造北カスピ海沖合鉱区
カスピ海

 当社権益⽐率︓7.56%(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 アクトテ/カイランの2構造の開発検討作業を実施中

アクトテ構造カシャガン油⽥ロシア
カザフスタン

油⽥

トルコ

中国
イラン

ガス⽥

インド

鉱区

* 現⾏の契約条件にて10年×1回の延⻑（2041年まで）が可能

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45

ACG油⽥INPEX南⻄カスピ海⽯油【その他エリア】

カスピ海

アゼルバイジャン






バクー

ACG鉱区
グナシリ油⽥チラグ油⽥
アゼリ油⽥

カザフスタンロシア
ウズベキスタン
アゼル
バイジャン

油⽥
鉱区

トルクメニスタン

当社権益⽐率 : 9.3072%*1 （オペレーター︓BP）
⽣産分与契約︓2049年まで*2
原油⽣産量*3︓平均⽇量41.5万バレル
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、アゼリ油⽥⻄部⽣産開始
 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、チラグ油⽥⻄部⽣産開始
 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

パイプライン
イラン

50km

0

*1 ⽣産分与契約延⻑に伴い、当社権益⽐率は9.3072%へ変更。延⻑PS契約は2018年1⽉1⽇発効*2 2017年に、PS契約の2049年末までの延⻑が合意された*3 鉱区100％ベース、2022年1⽉〜12⽉の平均⽇産量

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46

BTC (Baku Tbilisi Ceyhan) パイプラインプロジェクト
INPEX BTC Pipeline, Ltd.
【その他エリア】

ロシア
ロシア

⿊海

ジョージア

カスピ海

トビリシ

トルコ

アルメニア

バクー
アゼルバイジャントルコ

BTCパイプライン
イラン

ジェイハン

地中海

0

キプロス

シリア

当社権益⽐率︓2.5%（オペレーター︓BP）
 通油量* ︓⽇量約68.0万バレル
 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


イラク

200km

パイプライン* 2022年11⽉平均通油量

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47

メキシコ湾周辺プロジェクト
INPEX E&P Mexico, S.A. de C.V.他【その他エリア】

テキサス州

ルイジアナ州



メキシコ領メキシコ湾北部海域R1.4 ブロック3（ペルディド）（INPEX E&P Mexico PB-03, S.A. de C.V.） ライセンス契約（鉱区撤退⼿続き中）※第⼀探鉱期間終了（〜2022年10⽉26⽇）
 当社権益⽐率︓ 33.3333%（オペレーター︓Chevron）



メキシコ領メキシコ湾南部海域R2.4 ブロック22（サリナ）（INPEX E&P Mexico, S.A. de C.V.） ライセンス契約（探鉱中） 当社権益⽐率︓ 35%（オペレーター︓Chevron）

R1.4 ブロック3（ペルディド）
キューバ
メキシコ

R2.4 ブロック22（サリナ）

1,000km0

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48

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【その他エリア】

トルコ

イラク



イラン

イラン


サウジアラビア

バグダッド

ガラフ油⽥*
サウジアラビア
ウェスト・クルナ油⽥*

ナシリヤ油⽥*バスラ

油⽥
鉱区

エリドゥ油⽥(Block10)
ルメイラ油⽥*0

当社権益⽐率︓40%（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。
 油層が鉱区外へ伸⻑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。

100km

* 当社が権益を保有しない鉱区*1 探鉱、開発、⽣産サービス契約*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年間延⻑。
*3 開発・⽣産期間は5年間の延⻑が可能。

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49

サハリン-１
サハリン⽯油ガス開発【その他エリア】

ロシア
中華⼈⺠共和国





ロシア
サハリン島

中華⼈⺠共和国

0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

北海道

200km

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50

主要会社⼀覧及び⽯油契約 (1/2)
 主要会社⼀覧及び⽯油契約*1
鉱区名またはプロジェクト名

会社名

国名

⽯油契約

出資⽐率

フェーズ

⽇本

コンセッション

-

⽣産

100%

⽣産

⽇本
INPEX

南⻑岡ガス⽥ほか*2

アジア・オセアニア
INPEX南マカッサル

セブク鉱区（ルビーガス⽥）

インドネシアPS

MI Berau B.V.

ベラウ鉱区(タングーLNG)

インドネシア

PS

44%

⽣産・開発

INPEXマセラ

マセラ鉱区（アバディLNG）*2

インドネシア

PS

51.9%

開発準備

INPEXコンソン

05-1b / 05-1c鉱区（サオバン・ダイグエット ガス⽥）

ベトナム

PS

100%

⽣産・開発

INPEXサウル⽯油

バユ・ウンダン

東チモール⺠主共和国

PS

100%

⽣産

INPEX Browse E&P Pty Ltd

WA-285-P*2他

オーストラリア

コンセッション

100%

探鉱

INPEX Ichthys Pty Ltd

WA-50-L及びWA-51-L（イクシス）*2

オーストラリア

コンセッション

100%

⽣産

Ichthys LNG Pty Ltd

イクシスプロジェクト下流事業*2

オーストラリア-66.245%⽣産

INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd

プレリュードFLNGプロジェクト

オーストラリア

コンセッション

100%

⽣産

INPEXアルファ⽯油

ヴァンゴッホ油⽥/コニストンユニット

オーストラリア

コンセッション

100%

⽣産

INPEXアルファ⽯油

ラベンスワース油⽥

オーストラリア

コンセッション

100%

⽣産*1 2022年12⽉末時点*2 オペレータープロジェクト
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51

主要会社⼀覧及び⽯油契約 (2/2)
 主要会社⼀覧及び⽯油契約*1
鉱区名またはプロジェクト名

会社名

国名

⽯油契約

出資⽐率

フェーズ

ユーラシア（欧州・NIS諸国）
INPEX南⻄カスピ海⽯油

ACG油⽥

アゼルバイジャン

PS

51%

⽣産

INPEX北カスピ海⽯油

カシャガン油⽥

カザフスタン

PS

51%

⽣産

INPEXノルウェー

スノーレ油⽥等ノルウェー

コンセッション

50.5%

⽣産・開発・探鉱

中東・アフリカ
ジャパン⽯油開発

上部ザクム油⽥等

アラブ⾸⻑国連邦

コンセッション

100%

⽣産

JODCO Lower Zakum Limited

下部ザクム油⽥

アラブ⾸⻑国連邦

コンセッション

100%

⽣産

JODCO Onshore Limited

陸上鉱区

アラブ⾸⻑国連邦

コンセッション

65.8%

⽣産

JODCO Exploration Limited

Onshore Block 4*2

アラブ⾸⻑国連邦

コンセッション

51%

探鉱*1 2022年12⽉末時点*2 オペレータープロジェクト

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その他データ52

INPEX VISION @2022
⻑期戦略①

INPEXはネットゼロカーボンを理想から現実に変えていきます〜ネットゼロ5分野へ最⼤1兆円程度を投⼊、2030年に営業CF※1の1割程度を⽬指す〜［ 2022から2030年の9ヵ年 ］

収⼊

ネットゼロ5分野

⽀出
有利⼦負債削減
強固な財務体質を維持

株主還元

5~6兆円程度※2

商業化の実現と確固たる地位の確⽴（政府⽀援活⽤、産学官連携等を最⼤限推進）

⼗分な還元を実施

探鉱前営業
キャッシュフロー2030年
GHG原単位※3
30％以上低減成⻑投資

3.8~4.4兆円程度※2

持続的成⻑に向けた投資を推進

うち、ネットゼロ5分野

0.7~1兆円程度※2

⽯油・天然ガス分野

バランスの取れた
ポートフォリオを構築

安定供給を継続・拡⼤
CCUS等によりクリーン化を進めながら収益基盤として強化・拡充※1 探鉱前営業キャッシュフロー（イクシス下流IJV※4込みの数値であり制度会計ベースとは異なる）。再エネは持分営業CFベース（概算）※2 バレルあたり原油価格（Brent）60〜70ドルを前提とした場合の概算値 ※3 GHG排出原単位 ※4 Incorporated Joint Venture︔法⼈型ジョイントベンチャー

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54

INPEX VISION @2022⻑期戦略②

2030年頃

中計期間
⽔素
アンモニア

柏崎実証事業
年間700トン

約150倍

CCUS

柏崎実証事業等
年間6,000トン

約400倍

再エネ

再エネ発電容量
500MW

約2-4倍

営業CFの1割程度へ

3件以上の事業化

国内需要の約1割を供給年間10万トン※1
CO2圧⼊

年間250万トン

国内技術開発事業
400Nm3/h

約25倍

森林

REDD+事業※3150万トン

事業参画

GHG原単位
10%以上削減

クリーン化

CCUS事業として
収益化

⼤規模化

再エネ発電容量グリーン⽔素※2も製造

1-2ＧＷ
2035年頃製造事業規模メタネー
ション

1万Nm3/h

製造事業規模

6万Nm3/h拡⼤(年間36万トン)（年間6万トン）

クレジット調達

年間200万トン

2050年

拡⼤

持続可能な
森林保全事業の拡⼤

継続的
取組み

クリーンな
⽯油・天然ガスの安定供給を
継続・拡⼤

GHG原単位

⽯油
天然ガス

30%以上低減（2019年⽐）

ガス事業投資⽐率70%程度へ

ガス事業投資⽐率
50%程度

ガスシフト

※1 アンモニアは⽔素換算※2 ⾵⼒等の再⽣可能エネルギーを利⽤し、⽔を電気分解することで製造される⽔素※4 中下流事業等を含む

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トレーディング機能強化※4
LNG取扱量1,000万トン程度

注）各数量は当社権益分相当※3 Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation Plus︔森林減少・劣化の抑制による
CO₂排出削減に加え、森林管理を通じた劣化防⽌及び植林等による炭素ストックの積極的増加も含むCOP16の「カンクン合意」（2010年）で定める概念

55

INPEX VISION @2022
中期経営計画2022-2024①「2030年頃に⽬指す姿」の実現に向け加速
ネットゼロ5分野▶

実証や研究を着実に推進▶

本格投資に向け準備を進める

⽯油・天然ガス分野(p.17)▶

事業を安全・安定的に運営▶

エネルギー安定供給に貢献し、収益・CFを確保

強固な経営基盤の確⽴▶

将来の投資やリスクに備え、財務体質を強固にするとともに、株主還元強化を図る▶

研究開発の強化や組織体制等を整備

経営⽬標
指標

事業⽬標

2024年12⽉期⽬標※1

指標2024年12⽉期⽬標

2,400億円

ネット⽣産量

⽇量70万バレルを上回る⽔準へ

6,000億円

7,000億円

バレル当たり⽣産コスト

5ドル/バレル以下へ向けて削減

6.0%程度

8.0％程度GHG原単位※3

2030年⽬標の達成に向け、3年間で10%（4.1kg/boe※4）以上低減

安全

重⼤な事故ゼロ

Brent油価60ドル

Brent油価70ドル

親会社株主に帰属する
当期純利益

1,700億円

探鉱前営業CF※2
ROE
ネットD/Eレシオ※2

50%以下※1 為替前提:110円/ドル※2 イクシス下流IJV込みの数値であり制度会計ベースとは異なる※3 GHG原単位＝ (エクイティシェア排出量（Scope 1＋2）- オフセット) ÷ ネット⽣産量※4 2019年排出原単位41.1kg/boeから30%以上低減

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56

INPEX VISION @2022
中期経営計画2022-2024②◦ 5,000億円程度の債務縮減を進め、15,000億円程度のネット有利⼦負債⽔準※

資⾦配分(2022-2024年の3年累計)(前提︓イクシス下流IJV込み、為替110円／ドル)とする。

→ネットD/Eレシオ50％以下※を⽬指し、強固な財務体質を確⽴する。

◦ 中期経営計画の還元⽅針に沿って、当期純利益1,700億円の⽔準を前提に、年間600億円以上を⽬指す。

◦ うち、⽯油・天然ガス分野へ9,000億円程度。

基盤事業として安定供給に資する⽔準を確保する。

◦ ネットゼロ5分野へ2,000億円程度。

事業の加速を図るべく、「今後の事業展開」で⽰した全体の１割程度から２割程度に引き上げる。

◦ 油価70ドル/バレルでは、探鉱前営業CFが更に3,000億円程度増加。
◦ 事業戦略の進捗、株主還元、財務体質等を総合的に勘案して戦略的に活⽤する。
※イクシス下流IJV込みの数値であり制度会計ベースとは異なる

株主還元
安定的な配当を基本としつつ、業績の成⻑に応じて、株主還元を強化する•

総還元性向は40％以上を⽬途とする。

•

事業環境、財務体質、経営状況等を踏まえ、⾃⼰株式取得を実施する。

•

短期的に事業環境等が悪化した場合でも、1株当たり年間配当⾦の下限を30円とする。

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57

気候変動対応⽬標
 パリ協定⽬標に即したネットゼロカーボン社会の実現に貢献すべく、以下の⽬標を定める。

2050

2030

Scope3の低減

絶対量ネットゼロ

原単位30％以上低減※2

バリューチェーン全体の（Scope1+2）※1（Scope1+2）※1: 当社権益分※2: 2019年⽐

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

⽬標達成に向けた取組み
CCUSを推進再⽣可能エネルギーの取組を強化
森林保全によるCO2吸収を推進
メタン排出原単位（メタン排出量/天然ガス⽣産量）を現状の低いレベル（約0.1％）で維持※3
2030年までに通常操業時ゼロフレアを⽬標とする※3※3: 対象はオペレータープロジェクト

気候変動対応関連の情報開⽰については、引き続きTCFD提⾔に沿って取組みを推進する

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58

GHG排出量中期経営計画2022-2024における⽬標
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

GHG排出量・原単位実績
2019年

2020年

2021年

2022年*3

Scope1（千トン-CO2e）

8,557

7,328

7,302

6,708

Scope2（千トン-CO2e）

204

148

136

69

GHG原単位（kg-CO2e/boe）

41

35

33

28

*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*3 2022年12⽉末時点で確認可能な排出量の暫定値

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59

ESG（環境・社会・ガバナンス）への取組み


ESGへの取組みの推進

主要ESGインデックスへの組⼊れ状況および社外評価

当社は事業を通じてSDGsの⽬指すサステナビリティ課題の解決



主要なESG評価機関より⾼い評価を獲得に貢献すべく、ESGへの取組みを推進しています。



国内外のESG投資インデックスの構成銘柄に選定

FTSE 4Good Developed Index
FTSE 4Good Japan Index
FTSE Blossom Japan Index

MSCI ESG Leaders Indexes
MSCIジャパンESGセレクト・リーダーズ指数
MSCI⽇本株⼥性活躍指数

S&P Sustainability Yearbook
Member

CDP2022「気候変動」スコア︓A-

S&P/JPXカーボン・エフィシェント指数

SOMPOサステナビリティ・インデックス

当社事業に組み込まれた代表的なSDGs

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60

⽣産分与契約

1. コスト回収額

コスト回収額産油国利益配分原油

コントラクター
利益配分原油産油国シェアコントラクターシェア

⾮資本⽀出の当該期回収額
資本⽀出の当該期回収額
前期以前に発⽣し回収されなかったコスト

2. 利益配分原油: 産油国取分: 課税対象: 課税対象ではない
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コントラクター取分

61

⽣産分与契約に係る会計処理

コスト

貸借対照表上の資産
探鉱中のプロジェクト

探鉱コスト

⽣産物回収勘定

損益計算書
⽣産物回収勘定引当⾦
繰⼊額

開発・⽣産中のプロジェクト

売上原価
⽣産物回収勘定（資本⽀出）の回収額

⽣産物回収勘定

売上原価
⽣産物回収勘定（⾮資本⽀出）の回収額

開発・⽣産中のプロジェクト

販売費及び⼀般管理費
減価償却費

開発コスト

⽣産コスト（操業費）

資産買収コスト

探鉱開発権（営業外費⽤）
探鉱開発権償却

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62

コンセッション契約に係る会計処理

コスト

探鉱コスト

開発コスト

⽣産コスト（操業費）

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貸借対照表上の資産

損益計算書

発⽣年に全額費⽤化
探鉱費

有形固定資産発⽣年に全額費⽤化

鉱業権

売上原価
（減価償却費）

売上原価
（操業費）
売上原価
（減価償却費）

63

イクシスLNGプロジェクトの会計処理（概略図）

上流権益保有会社(UJV)

連結貸借対照表上の資産連結損益計算書
売上⾼

販売収⼊

発⽣年に全額費⽤化

⽣産コスト（操業費）

売上原価
（操業費）
売上原価
（減価償却費）

有形固定資産開発コスト（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）

下流事業会社 (IJV)
販売収⼊* 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）

原料費（UJVからの原料ガス）

営業外損益（持分法による投資損益）

⽣産コスト（操業費）
開発コスト（減価償却費）
借⼊利息* 下流会社(IJV)は持分法適⽤会社であり、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。
* コストは主なもの
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64

オーストラリア税制の概要
売上⾼⇒（原油・天然ガス価格）×（⽣産販売量）

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

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

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
• 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。

法⼈税及び住⺠税（現地税）• 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 以下の⾦利を加え次期以降に繰り越される。
o 開発費分に対しては、LTBR+5%またはLTBRまたはGDP deflator
o 探鉱費分に対しては、LTBR+15%またはLTBR+5%またはGDP deflator※⽣産ライセンスの申請時期、探鉱費・開発費の⽀出時期、⽀出からの経過年数等によって適⽤される⾦利レートが異なる。LTBRはLong Term Bond Rate、GDP deflatorはオーストラリアのGDPデフレータ。
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があります。
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65

油価の推移(US$/bbl)

Brent

130

WTI

120

Dubai

110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2020年

Brent
WTI
Dubai

1⽉
85.57
82.98
83.46

2⽉
94.10
91.63
92.34

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

2月

3月

4月

2021年

2022年
3⽉
4⽉
5⽉
6⽉
7⽉
8⽉
112.46 105.92 111.96 117.50 105.12 97.74
108.26 101.64 109.26 114.34 99.38 91.48
110.89 102.79 108.13 113.24 103.12 96.60

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1月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

2022年

9⽉
90.57
83.80
90.91

10⽉
93.59
87.03
91.13

11⽉
90.85
84.39
86.22

12⽉ 通年平均81.34 99.04
76.52 94.33
77.20 96.38

66