国際石油開発帝石株式会社
有価証券報告書－第14期(平成31年4月1日－令和1年12月31日)

３【事業の内容】(1)当社グループの事業及び企業集団の状況当社グループは、当社、子会社72社（うち連結子会社65社）及び関連会社28社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社２社（2019年12月31日現在）により構成されており、わが国のほか「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」における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。(2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（provedreserves）の評価を自社にて行っております。埋蔵量評価については、確認埋蔵量は米国証券取引委員会（SEC）規則に従って評価しております。自社評価においては、評価・算定担当部門による評価結果を、独立性を持った検証担当部門が検証した上で機関決定することを定めた社内規程に基づいて評価を実施し、以上のプロセスを、内部監査部門が監査することにより、客観性及び正確性の維持、向上に努めております。なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、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、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyerandMacNaughtonの評価も得ております。①2019年12月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。2019年12月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの確認埋蔵量は2,974百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は6,012十億立方フィート、合計で4,086百万BOE（原油換算量:BarrelsofOilEquivalent）となっております。日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)連結対象会社分2018年３月31日時点207781834,6322361532,288-6192,7325,583拡張及び発見------------買収及び売却--10281------10281前年度分調整(0)(3)4181685138-(1)19209203期中生産量(1)(48)(7)(126)(15)(10)(82)-(1)(33)(106)(217)2019年３月31日時点187271904,9682891482,343-462,8455,849持分法適用関連会社分2018年３月31日時点--23948-5---15394拡張及び発見------------買収及び売却------------前年度分調整--(0)(44)7-2-009(44)期中生産量--(0)(20)(2)-(2)-(0)(0)(5)(20)2019年３月31日時点--233012-5---20330確認埋蔵量2019年３月31日時点187271925,2983011482,349-462,8646,179連結対象会社分2019年３月31日時点187271904,9682891482,343-462,8455,849拡張及び発見------------買収及び売却--------44254425前年度分調整133(3)322356136-014157135期中生産量(1)(33)(13)(264)(11)(7)(66)-(2)(17)(94)(320)2019年12月31日時点187281744,7363011982,413-46272,9525,688持分法適用関連会社分2019年３月31日時点--233012-5---20330拡張及び発見------------買収及び売却----(0)-----(0)-前年度分調整--(0)114-1-00511期中生産量--(0)(17)(2)-(1)-(0)(0)(3)(17)2019年12月31日時点--232415-5---22324確認埋蔵量2019年12月31日時点187281765,0603151982,419-46272,9746,012確認開発埋蔵量連結対象会社分2019年12月31日時点187281523,4402541981,581-862,0124,370持分法適用関連会社分2019年12月31日時点--118413-4---18184確認未開発埋蔵量連結対象会社分2019年12月31日時点--221,29647-832-38229391,318持分法適用関連会社分2019年12月31日時点--11402-2---4140(注)１当社はSEC開示基準に基づき、当社確認埋蔵量の15%以上を占める国における当社の確認埋蔵量を開示しています。2019年12月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約165百万バレル、天然ガスが約4,525十億立方フィート、合計で約1,009百万BOE（原油換算:BarrelsofOilEquivalent）となっています。２以下の鉱区および油田の確認埋蔵量(2019年12月31日時点)には、非支配株主に帰属する数量が含まれています。ユーラシアACG油田(49%)、カシャガン油田(49%)３MMbbls：百万バレル４Bcf：十億立方フィート５原油には、コンデンセート及びLPGを含みます。６埋蔵量の値は、単位未満を四捨五入しています。②確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動についての開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。将来キャッシュ・インフローの算定は、確認埋蔵量から算定される将来生産量及び期中の月初油・ガス価平均価格を使用しております。将来の開発費は一定の油価、及び現在の経済、操業、規制状況が継続することを前提としております。将来の法人税は、将来の税引前キャッシュ・フローに対し既存の法令に基づいた税金を条件として算定されております。年間割引率は10%を使用しております。2019年３月31日及び2019年12月31日時点の為替レートはそれぞれ期末公示仲値の１米ドル111.01円、109.55円を使用しております。なお、本情報は米国財務会計基準審議会が定める規則に従って算定されており、経済的な価値が潜在的な埋蔵量を考慮していないこと、一律で設定される割引率10%を使用していること、油価は常時変化することから、原油、コンデンセート及びLPG・天然ガス埋蔵量の時価もしくはキャッシュ・フローの現在価値の当社としての見通しを示すものではありません。2019年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー25,922,4621,105,2574,242,5982,065,74718,476,54932,311将来の産出原価及び開発費(8,885,792)(278,440)(1,465,150)(800,391)(6,324,795)(17,016)将来の法人税(12,045,321)(261,294)(424,802)(254,837)(11,104,387)-割引前の将来純キャッシュ・フロー4,991,349565,5242,352,6461,010,5191,047,36615,294年間割引率10%(2,632,985)(313,789)(1,072,561)(540,909)(703,838)(1,887)標準化された測定方法による将来の2,358,365251,7351,280,085469,609343,52813,407純キャッシュ・フローの割引現在価値持分法適用関連会社分将来キャッシュ・インフロー444,793-306,90997,34740,537-将来の産出原価及び開発費(189,571)-(117,769)(38,812)(32,990)-将来の法人税(119,084)-(81,958)(33,354)(3,772)-割引前の将来純キャッシュ・フロー136,137-107,18225,1813,775-年間割引率10%(64,481)-(57,147)(6,909)(426)-標準化された測定方法による将来の71,657-50,03518,2723,349-純キャッシュ・フローの割引現在価値標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計2,430,021251,7351,330,120487,882346,87813,407（注）１以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシアACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）２上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。2019年12月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー24,132,7221,132,1903,354,5571,912,25517,447,487286,233将来の産出原価及び開発費(8,733,617)(334,782)(1,341,047)(706,959)(6,162,938)(187,891)将来の法人税(11,042,289)(253,444)(248,020)(234,518)(10,295,017)(11,290)割引前の将来純キャッシュ・フロー4,356,817543,9641,765,491970,779989,53287,052年間割引率10%(2,166,114)(298,301)(686,627)(509,475)(625,989)(45,723)標準化された測定方法による将来の2,190,703245,6641,078,864461,304363,54341,329純キャッシュ・フローの割引現在価値持分法適用関連会社分将来キャッシュ・インフロー455,408-314,808104,19936,401-将来の産出原価及び開発費(156,912)-(111,093)(17,722)(28,096)-将来の法人税(118,401)-(76,387)(38,745)(3,269)-割引前の将来純キャッシュ・フロー180,095-127,32847,7325,035-年間割引率10%(75,027)-(62,093)(12,184)(749)-標準化された測定方法による将来の105,069-65,23535,5484,286-純キャッシュ・フローの割引現在価値標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計2,295,772245,6641,144,099496,852367,82941,329（注）１以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシアACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）２上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。(単位)百万円合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（2019年４月１日）2,430,021251,7351,280,085469,609343,52813,40771,657変動要因：産出された油・ガスの販売または移転(594,355)(44,239)(136,103)(60,267)(327,885)(4,818)(21,043)油ガス価及び生産単価の純増減(726,549)8,100(258,383)(60,063)(416,751)(1,361)1,910発生した開発費119,92964160,67014,49638,9326504,540将来の開発費の変動41,234(323)16,991(7,171)40,594(803)(8,054)埋蔵量の変動332,568351(30,022)55,374253,3672,15851,340時間の経過による増加195,32821,82592,24042,29231,8739066,191法人税の変動498,19510,88570,22113,211404,403-(524)拡張及び発見、産出技術の改良31,359----31,365(6)その他(31,960)(3,311)(16,836)(6,176)(4,518)(176)(942)期末割引現在価値（2019年12月31日）2,295,772245,6641,078,864461,304363,54341,329105,069（注）１以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシアACG油田（49%）、カシャガン油田（49%）２上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。