石油資源開発株式会社
有価証券報告書－第51期(令和2年4月1日－令和3年3月31日)

３【経営者による財政状態、経営成績及びキャッシュ・フローの状況の分析】（1）経営成績等の状況の概要当連結会計年度における当社グループ（当社、連結子会社及び持分法適用会社）の財政状態、経営成績及びキャッシュ・フロー（以下、「経営成績等」という。）の状況の概要は次のとおりであります。①財政状態及び経営成績の状況当連結会計年度における我が国経済は、前連結会計年度末より、新型コロナウイルス感染症の影響により極めて厳しい状況にあり、年度半ばから後半にかけ、個人消費や鉱工業生産には持ち直しの動きがみられましたが、回復の動きは弱く、依然として不透明な状況にあります。原油ＣＩＦ価格は、2020年３月上旬の産油国の協調減産協議の決裂や新型コロナウイルス感染症拡大による経済活動停滞の影響により、年度当初の１バレル40ドル台前半から６月の20ドル台半ばまで急落しました。その後、世界各国の経済活動の緩やかな回復や産油国の協調減産等を背景に上昇基調に転じ、年度末では60ドル台前半となっております。為替相場は、年度当初は１米ドル100円台後半でしたが、その後乱高下する展開がありながらも円高の傾向にあり、１月に100円台前半となった後、円安に転じ、年度末時点では再び100円台後半となっております。この結果、当社グループの原油販売価格は、前年度に比べ、年度平均では下落しました。一方、国内の天然ガス販売については、石油製品等の競合燃料との価格競争に加え、当社マーケット近傍での他社によるＬＮＧ受入基地や関連パイプライン等の供給インフラ整備を巡る動きの活発化や、電力・ガス小売全面自由化を機にエネルギー業界全体で従来の供給エリア外への進出が進んだこと等で競争が激化し、市場環境は当社グループにとって引き続き厳しい状況にありました。このような状況のもとで、当社グループは、2018年５月に公表した「長期ビジョン2030・中期事業計画2018-2022」に基づき、鋭意事業を推進しております。特に当連結会計年度は、当社が約33％出資する福島ガス発電㈱の福島天然ガス発電所が全面的に営業運転を開始したことに代表されるように、電力事業がインフラ・ユーティリティ事業の柱に成長するなど大きな前進が図られました。当連結会計年度の売上高は240,078百万円と前連結会計年度に比べ78,744百万円の減収（△24.7％）となり、売上総利益は、36,534百万円と前連結会計年度に比べ10,507百万円の減益（△22.3％）となりました。前連結会計年度に比べ減収減益となった主な要因は、福島天然ガス発電所の営業運転開始による電力販売などの増収増益要因を、イラク共和国南部のガラフ油田からの引き取り原油と国内の原油及び天然ガスの販売数量ならびに販売価格が減少したこと、希釈ビチューメンの販売収支が悪化したことなどの減収減益要因が上回ったことによるものです。探鉱費は、989百万円と前連結会計年度に比べ95百万円増加（＋10.7％）し、販売費及び一般管理費は31,352百万円と前連結会計年度に比べ512百万円減少（△1.6％）した結果、営業利益は4,192百万円と前連結会計年度に比べ10,091百万円の減益（△70.6％）となりました。経常利益は、主に持分法による投資利益が減少したことや、為替差益が為替差損に転じたこと、受取配当金が減少したことなどにより、10,001百万円と前連結会計年度に比べ22,633百万円の減益（△69.4％）となりました。税金等調整前当期純損益は、特別損失に国内の一部の事業用資産において減損損失を計上したことなどにより、前連結会計年度に比べ39,226百万円減益の7,322百万円の税金等調整前当期純損失（前連結会計年度は31,903百万円の税金等調整前当期純利益）となり、親会社株主に帰属する当期純損益は、前連結会計年度に比べ29,541百万円減益の2,725百万円の親会社株主に帰属する当期純損失（前連結会計年度は26,815百万円の親会社株主に帰属する当期純利益）となりました。なお、売上高の内訳は次のとおりであります。（イ）Ｅ＆Ｐ事業Ｅ＆Ｐ事業の売上高は、主に原油及び希釈ビチューメンの販売数量や販売価格が減少したことなどに伴い、97,482百万円と前連結会計年度に比べ77,960百万円の減収（△44.4％）となりました。（ロ）インフラ・ユーティリティ事業インフラ・ユーティリティ事業の売上高は、天然ガス（国内）の販売数量や販売価格の減少ならびに液化天然ガスの販売価格が減少したものの、昨年４月に稼働した福島天然ガス発電所の１号発電設備に加え、８月には２号発電設備も営業運転を開始し電力事業が加わった結果、101,301百万円と前連結会計年度に比べ12,612百万円の増収（＋14.2％）となりました。（ハ）その他の事業請負（掘さく工事及び地質調査の受注等）、液化石油ガス（LPG）・重油等の石油製品等の販売及びその他業務受託等の売上高は、41,294百万円と前連結会計年度に比べ13,396百万円の減収（△24.5％）となりました。主なセグメントごとの業績（セグメント間の内部取引消去前）は、次のとおりであります。日本日本セグメントの売上高は、主に原油及び天然ガス（LNG含む）、電力、請負及び石油製品等により構成されております。当連結会計年度における売上高は、福島天然ガス発電所の営業運転開始に伴い電力売上高が加わったものの、原油、天然ガスの販売数量の減少ならびに原油、天然ガス、液化天然ガスの販売価格が減少したことなどにより、213,319百万円と前連結会計年度に比べ55,054百万円の減収（△20.5％）となりました。セグメント利益は、電力事業が加わったことなどにより、前連結会計年度に比べ3,153百万円増益（＋16.7％）の21,988百万円となりました。北米北米セグメントの売上高は、主に原油・天然ガス（希釈ビチューメン含む）により構成されております。当連結会計年度における売上高は、希釈ビチューメンの販売価格の下落などにより、26,065百万円と前連結会計年度に比べ22,637百万円の減収（△46.5％）となりました。セグメント損益は、油価の下落と重軽格差の拡大による希釈ビチューメンの販売収支の悪化などにより、9,374百万円のセグメント損失（前連結会計年度は3,422百万円のセグメント利益）となりました。欧州欧州セグメントにおいては、英領北海アバディーン沖合に位置する海上鉱区での開発作業を実施しております。当連結会計年度におけるセグメント損失は、132百万円（前連結会計年度は164百万円のセグメント損失）となりました。中東中東セグメントの売上高は、原油により構成されております。当連結会計年度における売上高は、販売数量が減少したことなどにより、16,749百万円と前連結会計年度に比べ27,141百万円の減収（△61.8％）となりました。セグメント利益は、売上高の減収などにより、165百万円と前連結会計年度に比べ447百万円の減益（△73.1％）となりました。当連結会計年度末における総資産は、前連結会計年度末に比べ2,345百万円減少し、624,786百万円となりました。流動資産は、前連結会計年度末に比べ7,980百万円の増加となりました。これは、原材料及び貯蔵品が減少した一方で、受取手形及び売掛金が増加したことなどによるものであります。固定資産は、前連結会計年度末に比べ10,326百万円の減少となりました。これは、投資有価証券において時価が上昇したことにより増加した一方、有形固定資産において減損損失が発生したこと及び減価償却が進んだことに伴い、減少したことなどによるものであります。負債は、前連結会計年度末に比べ3,319百万円増加し、190,294百万円となりました。流動負債は、前連結会計年度末に比べ68,038百万円の増加となりました。これは、固定負債の長期借入金から１年内返済予定の長期借入金へ振替えたこと、支払手形及び買掛金がそれぞれ増加したことなどによるものであります。固定負債は、前連結会計年度末に比べ64,718百万円の減少となりました。これは、資産除去債務が増加したものの、前述の通り返済期限が１年以内の借入金を流動負債へ振替えたことに伴い、減少したことなどによるものであります。純資産は、前連結会計年度末に比べ5,665百万円減少し、434,492百万円となりました。これは、その他有価証券評価差額金が増加したものの、利益剰余金及び為替換算調整勘定がそれぞれ減少したことなどによるものであります。②キャッシュ・フローの状況当連結会計年度末における現金及び現金同等物（以下「資金」という。）は、前連結会計年度末に比べ19,703百万円増加し、157,963百万円となりました。主な内訳は以下のとおりであります。（営業活動によるキャッシュ・フロー）営業活動の結果得られた資金は43,263百万円となりました。これは主に、生産物回収勘定の回収額15,196百万円及び減価償却費22,599百万円の計上などによるものであります。（投資活動によるキャッシュ・フロー）投資活動の結果使用した資金は6,453百万円となりました。これは主に、利息及び配当金の受取額10,358百万円などの資金を得ましたが、生産物回収勘定の支出14,971百万円、有形固定資産の取得による支出15,153百万円などの資金を使用したことによるものであります。（財務活動によるキャッシュ・フロー）財務活動の結果使用した資金は15,626百万円となりました。これは主に、長期借入金の返済による支出6,470百万円、利息の支払額2,908百万円、配当金の支払額2,858百万円などの資金を使用したことによるものであります。③生産、受注及び販売の実績a.生産実績当連結会計年度の生産実績をセグメントごとに示すと、次のとおりであります。・日本当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）308,0031.9天然ガス（千㎥）558,835△14.0ビチューメン（kl）－－インフラ・ユーティリティ事業液化天然ガス（ｔ）3,341△24.1電力（千kWh）2,543,189－・北米当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）72,01257.3天然ガス（千㎥）473,6859.1ビチューメン（kl）889,315△21.3インフラ・ユーティリティ事業液化天然ガス（ｔ）－－電力（千kWh）－－・中東当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）469,842△45.8天然ガス（千㎥）－－ビチューメン（kl）－－インフラ・ユーティリティ事業液化天然ガス（ｔ）－－電力（千kWh）－－（注）１．天然ガスの生産量の一部は、液化天然ガスの原料として使用しております。２．ビチューメンとはオイルサンド層から採取される超重質油です。３．当連結会計年度において日本セグメントの電力の生産実績が著しく増加しております。これは、2020年４月より福島天然ガス発電所の営業運転を開始したことによるものです。b.受注実績当社及び連結子会社は受注生産を行っておりません。c.販売実績当連結会計年度の販売実績をセグメントごとに示すと、次のとおりであります。・日本当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）数量金額（百万円）数量金額Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）2,240,44670,712△22.1△43.4希釈ビチューメン（kl）－－－－天然ガス(海外)（千㎥）－－－－小計70,712△43.4インフラ・ユーティリティ事業天然ガス(国内)（千㎥）1,183,10251,291△6.7△21.0液化天然ガス（ｔ）284,21615,5914.0△19.6電力（千kWh）3,016,75530,087－－その他4,33129.1小計101,30114.2その他の事業請負7,633△49.1石油製品・商品31,931△14.9その他1,729△20.8小計41,294△24.5合計213,308△20.5・北米当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）数量金額（百万円）数量金額Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）73,0741,50054.26.2希釈ビチューメン（kl）1,319,80821,695△19.5△51.8天然ガス(海外)（千㎥）470,5102,8709.126.7小計26,065△46.5インフラ・ユーティリティ事業天然ガス(国内)（千㎥）－－－－液化天然ガス（ｔ）－－－－電力（千kWh）－－－－その他－－小計－－その他の事業請負－－石油製品・商品－－その他－－小計－－合計26,065△46.5・中東当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）前年同期比（％）数量金額（百万円）数量金額Ｅ＆Ｐ事業原油（kl）－703－△59.9希釈ビチューメン（kl）－－－－天然ガス(海外)（千㎥）－－－－小計703△59.9インフラ・ユーティリティ事業天然ガス(国内)（千㎥）－－－－液化天然ガス（ｔ）－－－－電力（千kWh）－－－－その他－－小計－－その他の事業請負－－石油製品・商品－－その他－－小計－－合計703△59.9（注）１．セグメント間の取引については相殺消去しております。２．「原油」には、当社グループが鉱山より産出した原油及び他社から購入した原油が含まれております。３．希釈ビチューメンとはパイプライン輸送のために超軽質油で希釈したビチューメンです。４．インフラ・ユーティリティ事業の「天然ガス(国内)」は、国内において導管により供給されるガスであり、国産天然ガスとＬＮＧ気化ガスの合計です。国産天然ガスの生産拠点と、気化ガスの製造拠点であるＬＮＧ基地とは当社パイプライン網で連結され、これらのガスは当社供給ネットワークで一体となって販売されることから、インフラ・ユーティリティ事業に区分しております。５．インフラ・ユーティリティ事業の「その他」には天然ガスの受託輸送及び発電燃料用ＬＮＧの気化受託が含まれております。６．その他の事業の「石油製品・商品」には、液化石油ガス(ＬＰＧ)、重油、軽油、灯油等が、「その他」にはその他業務受託等が含まれております。７．当連結会計年度において日本セグメントの電力の販売実績が著しく増加しております。これは、2020年４月より福島天然ガス発電所の営業運転を開始したことによるものです。８．主要な販売先別の販売実績及び当該販売実績の総販売実績に対する割合は以下のとおりであります。なお、当連結会計年度においては総販売実績の100分の10を占める販売先がないため、記載を省略しております。相手先前連結会計年度（自2019年４月１日至2020年３月31日）当連結会計年度（自2020年４月１日至2021年３月31日）金額（百万円）割合（％）金額（百万円）割合（％）BPSingaporePte.Ltd.34,70710.9－－９．本表の金額には、消費税等は含まれておりません。④当社グループの埋蔵量2021年３月31日現在、提出会社及び連結子会社の保有する確認埋蔵量並びに持分法適用会社が保有する確認埋蔵量の当該会社に対する提出会社出資比率相当量は下表のとおりです。確認埋蔵量連結対象会社持分法適用会社合計国内海外小計原油千klガス百万㎥原油千klビチューメン千klガス百万㎥原油千klビチューメン千klガス百万㎥原油千klガス百万㎥原油千klビチューメン千klガス百万㎥2020年３月31日現在2,1957,30313,01419,9658,76915,21019,96516,0724,2701,41219,48019,96517,483拡張及び発見等による増加--354-2,403354-2,403--354-2,403前期評価の修正による増減△24017512△5,879△447272△5,879△430543493814△5,87963買収・売却による増減--△3-△1△3-△1--△3-△1生産による減少△308△597△392△849△471△700△849△1,068△559△454△1,260△849△1,5222021年３月31日現在1,6476,72213,48413,23710,25215,13113,23716,9754,2541,45119,38513,23718,426（注）１．以下の連結子会社保有量には、非支配株主に帰属する数量を含んでおります。（括弧内は非支配株主比率）国内：日本海洋石油資源開発㈱(29.39％)海外：カナダオイルサンド㈱(5.42％)、JAPEXMontneyLtd.(45.00％)、㈱ジャペックスガラフ(45.00％)当社は、2021年５月13日開催の取締役会において、JapexMontneyLtd.が保有する鉱区権益全てを同鉱区のオペレーターであるPetronasEnergyCanadaLtd.へ譲渡することを決議しておりますが、上表には係るJapexMontneyLtd.に帰属する数量として、連結対象会社海外・原油に対応する1,484千kl、連結対象会社海外・ガスに対応する10,022百万m3が含まれております。２．連結子会社及び持分法適用会社のうち、決算日が連結決算日と異なる会社については、各社の事業年度における埋蔵量を計上しております。上表における確認埋蔵量とは、評価時点において既知の油・ガス層から地質的、工学的データに基づき経済的にも操業面からも今後確実に採取可能であろうと予測された油・ガスの地上状態での数量であり、過去の生産量、未発見鉱床に係る資源量は含んでおりません。埋蔵量の定義については、石油技術者協会(SPE)、世界石油会議(WPC)、米国石油地質技術者協会(AAPG)及び石油評価技術協会(SPEE)の４組織により2007年に策定されたPetroleumResourcesManagementSystem(PRMS)が国際的な基準として知られています。上表の確認埋蔵量は、2018年に改定されたPRMSにおける「確認埋蔵量(ProvedReserves)」の定義に準拠した当社自身による評価に基づく数値であり、PRMSにおいて確認埋蔵量よりも将来の採取可能性の不確実性が高いものとして区分されている「推定埋蔵量(ProbableReserves)」や「予想埋蔵量(PossibleReserves)」に該当する埋蔵量は含んでおりません。また、同定義においては、例えば、資源の賦存が確認されている鉱区であっても商業開発計画が未確定な段階のプロジェクト等については、埋蔵量(Reserves)とは区分して「条件付資源量(ContingentResources)」に分類することとされており、当社グループにおいても、開発計画が未確定な地域の「条件付資源量」に該当する数量は、上表の数値に含めておりません。なお、PRMS以外には、米国証券取引委員会(SEC)による確認埋蔵量の定義が米国の投資家を中心に広く知られており、SECによる確認埋蔵量の定義は、PRMSと基本的には類似しています。当社は、PRMSによる「確認埋蔵量(ProvedReserves)」の定義に準拠して当社自身の判断に基づく値を開示しております。また、海外プロジェクト会社の保有埋蔵量については、各プロジェクト会社の現地政府等との契約による経済的取分に基づく数量を示しております。また、当社は、当社自身による埋蔵量評価・判断の妥当性を検証するため、上表に示した2021年３月31日現在の国内における当社及び連結対象会社の確認可採埋蔵量の約64％に相当する部分[1]について、RyderScottCompany,L.P.へ第三者評価・鑑定を委託しております。また、海外については、JapanCanadaOilSandsLimitedが保有する鉱区エリアにおけるビチューメン埋蔵量について、GLJPetroleumConsultantsLtd.による第三者評価[2]を受けているほか、JAPEXMontneyLtd.、Japex(U.S.)Corp.、JAPEXUKE&amp;PLtd.及びKangeanEnergyIndonesiaLtd.の埋蔵量について第三者評価を受けており、上表の2021年３月31日現在の確認埋蔵量総計のうち約67％に相当する部分[3]について第三者評価を受けております。当社自身による評価値と第三者評価の値は近似しており、当社は、上表の当社自身の評価による確認埋蔵量の値は妥当であると判断しております。埋蔵量は、元来、不確実性を内包した将来の生産可能量の見通しであり、当社は、現時点において入手可能な地質的・工学的データ等の科学的根拠に基づき正確な評価の実施に努めておりますが、今後新たに取得されるデータ等に基づく見直しや経済条件の変動及び国際的に認知された埋蔵量定義の変更等によって、上方にも下方にも修正される可能性があります。[1]原油・ビチューメン１kl＝天然ガス1,033.1m3(1BOE=5.8Mscf)として計算しております。[2]石油評価技術者協会(SocietyofPetroleumEvaluationEngineers(CalgaryChapter))他による評価基準(CanadianOilandGasEvaluationHandbook)に基づく第三者評価。[3][1]と同様。（2）経営者の視点による経営成績等の状況に関する分析・検討内容経営者の視点による当社グループの経営成績等の状況に関する認識及び分析・検討内容は次のとおりであります。なお、文中の将来に関する事項は、当連結会計年度末現在において判断したものであります。①財政状態及び経営成績の状況に関する認識及び分析・検討内容当社グループの当連結会計年度の親会社株主に帰属する当期純損益は、下記の図表１「当期純損益の主な増減要因（前期比）」に示すように、前連結会計年度に比べ295億円減益の27億円の親会社株主に帰属する当期純損失となりました。この主たる増減要因を各段階利益ごとに以下に分析します。図表１：当期純損益の主な増減要因（前期比）（営業利益△100億円）営業利益の100億円減益の要因は、主に、原油価格下落の影響を受けた海外と国内のE&amp;P事業それぞれ133億円、142億円の減益と福島天然ガス発電所の営業運転を開始したことに伴う電力販売の貢献によるインフラ・ユーティリティ事業174億円の増益からなります。a.海外E&amp;P事業海外E&amp;P事業は、主に北米セグメントに含まれるJACOS及びJML、中東セグメントに含まれる㈱ジャペックスガラフを対象としております。海外E&amp;P事業の133億円減益の主な要因は、希釈ビチューメン販売収支の悪化によるものであります。前連結会計年度に比べ、希釈ビチューメンの販売価格が下落し、販売数量も減少いたしました。下記の図表２「原油価格・為替等の前期比較」に示すように、希釈ビチューメンの販売価格は、WTIが前連結会計年度の57.14米ドル／バレルから40.87米ドル／バレルと16.27米ドル／バレル（△28.5％）下落し重軽格差の拡大と相俟って、前連結会計年度の39.85米ドル／バレルから当連結会計年度は25.06米ドル／バレルと14.79米ドル／バレル（△37.1％）下落いたしました。販売数量は、主に上半期の価格急落に伴いビチューメンの生産量を抑制したことから前連結会計年度に比べ319千kl減少（△19.5％）して1,319千klとなりました。図表２：原油価格・為替等の前期比較b.国内E&amp;P事業国内E&amp;P事業は、日本セグメントに含まれる当社及び連結子会社である日本海洋石油資源開発㈱の原油・天然ガスの生産活動を主に対象としております。国産原油は外部顧客への販売を認識する一方、国産天然ガスはインフラ・ユーティリティ事業に供給する内部管理上の取引を販売として認識しています。国内E&amp;P事業の142億円減益の主な要因は、原油販売価格の下落と国産天然ガスの減退による生産量の減少及び価格*の下落による収支の悪化であります。上記の図表２「原油価格・為替等の前期比較」に示すように、原油CIF価格は前連結会計年度の68.11米ドル／バレルから当連結会計年度は42.91米ドル／バレルと25.20米ドル／バレル（△37.0％）下落しており減益要因となっております。*国内E&amp;P事業からインフラ・ユーティリティ事業への内部管理上の取引価格c.インフラ・ユーティリティ事業インフラ・ユーティリティ事業は、主に国内天然ガス販売と電力販売からなります。国内天然ガス販売は、上述の国産天然ガスと輸入LNGを気化し、当社のガスパイプライン網を通じて沿線地域の需要家へ販売しております。また、パイプライン沿線以外の需要に対応するためにタンクローリーや鉄道タンクコンテナを利用してLNGのサテライト供給も行っております。インフラ・ユーティリティ事業の174億円増益の主な要因は、当連結会計年度より運転を開始した福島天然ガス発電所の電力販売や気化受託収入の寄与によるものであります。これらに加え、2020年12月下旬から１月にかけて日本卸電力取引所(JEPX)のスポット価格高騰と原燃料LNGの調達差益などの一過性要因による利益がありました。当連結会計年度の経常利益は、前連結会計年度に比べ226億円減益（△69.4％）の100億円となりました。上記の図表１「当期純損益の主な増減要因（前期比）」に示すように、226億円減益の要因は、上述の営業利益の減少に加えて、営業外損益の125億円減益からなります。（営業外損益△125億円）持分法による投資損益の61億円の減益は、EnergiMegaPratamaInc.において埋蔵量評価の見直しに伴い減価償却費が減少したことによる増益要因を、サハリン石油ガス開発㈱において原油価格下落に伴う減益要因が上回ったことなどによるものであります。為替差損益の30億円の減益は、主にJMLの米ドル建ての借入金に係る加ドルへの為替換算差額の為替差益が減少したこと、㈱ジャペックスガラフの外貨預金に係る為替差損が円高により増加したことなどによるものであります。その他の営業外損益の33億円減益は、受取配当金が27億円減少したことなどによるものであります。当連結会計年度の税金等調整前当期純損益は前連結会計年度に比べ392億円減益の73億円の税金等調整前当期純損失となりました。上記の図表１「当期純損益の主な増減要因（前期比）」に示すように、392億円減益の要因は、上述の経常利益の減少と特別損益の165億円の減益からなります。特別損益は、2021年２月に発生した福島県沖地震に係る災害による損失９億円を計上したことに加え、中長期の原油CIF価格想定の引き下げ及び岩船沖油ガス田では洋上プラットフォームの将来の撤去及び廃坑に係る費用の見積りの増額に伴い将来キャッシュ・フローの見直しを行った結果、勇払油ガス田に係る事業用資産で111億円、岩船沖油ガス田に係る事業用資産で46億円の減損損失をそれぞれ計上したことなどによります。親会社株主に帰属する当期純損益は前連結会計年度に比べ295億円減益の27億円の親会社株主に帰属する当期純損失となりました。上記の図表１「当期純損益の主な増減要因（前期比）」に示すように、295億円減益の要因は、上述の税金等調整前当期純損失の増加により減益しているものの、法人税等並びに非支配株主損益96億円増益からなります。当連結会計年度の「法人税、住民税及び事業税」に「法人税等調整額」を加えた法人税等の金額は△19億円（前連結会計年度に比べ67億円の増益）となりました。これは、主に当社のJMLへの投資に対する一時差異について繰延税金資産を計上したことにより法人税等調整額が73億円減少したことなどによるものであります。当連結会計年度の非支配株主損益の金額は△26億円（前連結会計年度に比べ29億円の増益）となりました。これは、主に当連結会計年度において日本海洋石油資源開発㈱や㈱ジャペックスガラフ及びJACOSなどにおける当期純利益減少によるものであります。②キャッシュ・フローの状況の分析・検討内容並びに資本の財源及び資金の流動性に係る情報（基本方針）当社グループでは、事業継続及び新規投資等のために必要となる資金について、「有利子負債／EBITDA＜２」を目安とした財務規律のもと、財務の健全性を維持しつつ確保することとしております。前連結会計年度と当連結会計年度の同倍率の推移は、下記の図表３「EBITDA有利子負債倍率の推移」に示す通りであります。図表３：EBITDA有利子負債倍率の推移単位：億円2020年3月期2021年3月期有利子負債*11,4081,187EBITDA*2582371EBITDA有利子負債倍率（倍）2.43.2注)*1有利子負債は、リース債務、退職給付に係る負債および偶発債務を含む*2EBITDAは、営業利益、減価償却費、利息および配当金の受取額の合計額（調達手段）当社グループでは、資金需要に応じて、内部資金及び銀行借入を有効に活用することにより、必要資金を確保しております。運転資金は、主に内部資金により賄っており、CMS（キャッシュ・マネジメント・システム）を導入することにより、資金の効率化及び流動性の確保を図っております。国内の設備投資や海外事業投資等のために必要となる資金については、投資額が多額となる場合等、手元流動性とのバランスやその投資の性質を勘案し、政府系金融機関を含む銀行等からの長期借入により調達しております。当連結会計年度末の長期借入金（１年内返済予定を含む）の残高は、1,123億円となっており、主な内訳は、カナダ国におけるオイルサンド開発資金及びシェールガス開発資金宛て借入が各々556億円、557億円であります。なお、LNGの購入や海外事業投資に備え、外貨を調達する場合等には、為替変動リスクをヘッジすることを目的として適宜、先物為替予約等を締結しております。また、機動的な資金調達を目的として、複数の取引銀行と円及び米ドルでの借入が可能な貸出コミットメント契約を締結しております。（資金使途・配分方法）a.連結財務状況及び資金配分方針当社グループでは、下記の図表４「2019～2022年度の資金配分方針と実績・見通し」に示す通り、2019年度に掲げた2022年度までの資金配分方針を継続することとしております。2022年度の連結財務状況及び資金配分方針は、前述の財務規律のもと「E&amp;P：非E&amp;P＝１：１」を目安とした成長投資を推進するとともに、長期安定配当を基本方針に中長期的にさらなる株主還元の拡充を目指しております。また、有利子負債残高については、約1,000～1,200億円程度まで圧縮することを目指しております。図表４：2019～2022年度の資金配分方針と実績・見通しb.保有資金の考え方E&amp;P事業に関しては、多額の投資を要する一方、事業に着手してから投資額を回収するまで長いリードタイムを要するのが通例であり、この間、事業環境が変化するリスクに晒されます。このような事業特性に照らし、円滑な事業運営に必要な水準の手元流動性を確保できるように月次にて資金計画を作成する等の方法により、資金管理を行っております。③重要な会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定当社グループの連結財務諸表は、我が国において一般に公正妥当と認められる会計基準に基づき作成されております。この連結財務諸表の作成にあたっては、一定の会計基準の範囲内において、資産・負債及び収益・費用の金額及び開示に影響を与える見積りを必要とします。これらの見積りについては、過去の実績等を勘案し継続評価しており、必要に応じて見直しを行っておりますが、実際の結果は、見積り特有の不確実性があるためこれらとは異なる場合があります。当連結会計年度において、不確実性の高い会計上の見積りとして、固定資産の減損及び繰延税金資産の回収可能性があります。これらの項目は、その判断において当社グループが主たる事業活動から将来にわたり稼得する収益や生み出すキャッシュ・フローの見積りに大きく依拠しており、特に原油価格や為替などの市況要因と埋蔵量の見積りの影響を直接的に受けることになります。連結財務諸表の作成に当たって用いた会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定のうち、上記の重要なものについては、「第５経理の状況１連結財務諸表等(1)連結財務諸表注記事項（重要な会計上の見積り）」に記載のとおりであります。