参考データ集国際石油開発帝石株式会社 2015年(平成27年)5月15日連結子会社および持分法適用関連会社連結子会社 65社主な連結子会社国（地域）名出資比率ステージ決算期ジャパン石油開発アラブ首長国連邦 100% 生産中 3月（仮決算）ナトゥナ石油インドネシア 100% 生産中 3月サウル石油チモール海・共同開発地域 100% 生産中 12月 INPEX Ichthys Pty Ltd オーストラリア 100% 開発中 3月（仮決算）インペックス南西カスピ海石油アゼルバイジャン 51% 生産中 3月（仮決算）インペックス北カスピ海石油カザフスタン 45% 生産停止中 3月（仮決算） INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd オーストラリア 100% 開発中 12月 INPEX Gas British Columbia Ltd. カナダ 45.09% 生産中/評価中 12月出資比率ステージ決算期 44% 生産中 12月持分法適用関連会社 19社主な持分法適用関連会社国（地域）名 MI Berau B.V. インドネシア Angola Block 14 B.V. アンゴラ 49.99% 生産中/開発中 12月インペックス北カンポス沖石油ブラジル 37.5% 生産中 12月 Ichthys LNG Pｔｙ Ltd オーストラリア 62.245% 開発中 3月（仮決算） 1 セグメント情報 2015年3月期(2014年4月1日～2015年3月31日）（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・アフリカ米州計調整額 (注1) 連結財務諸表計上額（注2) 売上高 129,521 409,775 94,049 524,528 13,351 1,171,226 － 1,171,226 セグメント利益又は損失（△） 16,692 178,225 32,227 333,213 △15,302 545,056 △10,169 534,886 セグメント資産 292,960 1,677,806 557,563 253,120 305,996 3,087,447 1,411,706 4,499,153 (注)1 (1) セグメント利益の調整額△10,169百万円は、セグメント間取引消去209百万円及び各報告セグメントに配分していない全社費用 △10,379百万円が含まれております。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) セグメント資産の調整額1,411,706百万円は、セグメント間取引消去△2,164百万円及び各報告セグメントに配分していない全社資産1,413,871百万円が含まれております。全社資産の主なものは、報告セグメントに帰属しないのれん、現金預金、有価証券、投資有価証券及び管理部門に係る資産であります。 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。 2 2015年3月期売上高増減要因分析 (億円) 14,000 (億円) 745 △89 12,000 △15 △2,275 10,000 内訳原油 +149億円天然ガス(LPG含む)△238億円 8,000 6,000 13,346 内訳原油天然ガス(LPG含む) 内訳原油 △1,938億円天然ガス(LPG含む) △337億円 +504億円 +240億円 11,712 4,000 2,000 0 14年3月期売上高 3 販売量の減少販売単価の下落為替（円安）その他 15年3月期売上高 LPG売上高 14年3月期 15年3月期増減増減率売上高 (億円) 242 205 △37 △15.3% 販売量 (千bbl) 2,944 2,851 △94 △3.2% 海外生産分平均単価 ($/bbl) 82.37 66.79 △15.58 △18.9% 国内生産分平均単価 (¥/kg) 103 88 △15 △14.6% 99.84 107.73 7円89銭円安 7.9%円安平均為替 (¥/$) 地域別販売量 (千bbl) 14年3月期増減 15年3月期増減率日本 8 (0.7千㌧) 7 (0.7千㌧) △1 (△0.1千㌧) △8.7% アジア・オセアニア 2,937 2,844 △93 △3.2% ユーラシア（欧州・NIS諸国） - - - - 中東・アフリカ - - - - 米州 - - - - 2,944 2,851 △94 △3.2% 合計 4 利払い・償却・探鉱費前利益（EBIDAX）（百万円）純利益少数株主利益 15年3月期 183,690 増減備考 77,820 △105,870 P/L 3,250 △2,222 △5,473 124,749 134,865 10,115 50,916 52,520 1,603 6,760 6,760 - 67,073 75,585 8,512 37,398 43,522 6,124 28,205 23,238 △4,967 生産物回収勘定引当金操入額 8,028 19,449 11,421 P/L PS契約に係る探鉱費相当額探鉱事業引当金操入額 1,165 835 △330 P/L PS契約に係る探鉱費相当額 63,226 54,872 △8,353 法人税等調整額 49,121 15,767 △33,354 P/L 為替差損益 14,105 3,973 △10,131 C/F - 35,132 35,132 P/L △10,135 △5,713 4,422 402,178 303,144 △99,035 減価償却相当額減価償却費のれん償却額生産物回収勘定（資本支出）の回収額探鉱費相当額探鉱費重要な非現金項目減損損失税引後ネット支払利息 EBIDAX 5 14年3月期 P/L C/F コンセッション契約及び販管費に係る減価償却費 C/F C/F PS契約に係る減価償却費相当額 P/L コンセッション契約に係る探鉱費 P/L 税引後の支払利息一受取利息生産物回収勘定の増減推移（百万円） 13年3月期 14年3月期 15年3月期 568,318 590,565 685,990 探鉱投資 22,043 42,085 41,236 開発投資 130,997 172,233 131,984 操業費 53,919 73,179 98,250 その他 5,101 9,386 7,331 54,086 67,073 75,585 107,937 129,671 146,929 27,790 4,716 38,986 生産物回収勘定（期末） 590,565 685,990 703,291 生産物回収勘定引当金 112,870 123,483 121,707 生産物回収勘定（期首）増加：減少：コスト回収（CAPEX）コスト回収（Non-CAPEX）その他 6 収益性指標ネットROACE* ROE** 8.6% 7.0% 2.7% 2014年3月期 * ** 7 2015年3月期 2.7% 2014年3月期 2015年3月期ネットROACE = （当期純利益＋少数株主損益＋（支払利息－受取利息）×（1－実効税率））／（純資産及び純有利子負債）の期初と期末の平均値 ROE =当期純利益／（純資産－少数株主持分）の期初と期末の平均値当社Valuation指標 EV／確認埋蔵量* PBR** 20.0 15.0 10.0 17.6 13.7 5.0 5.8 0.0 US$ 国際石油開発帝石インディペンデント平均石油メジャー平均 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 倍 1.3 1.3 インディペンデント平均石油メジャー平均 0.6 国際石油開発帝石 * ** EV（企業総価値）／確認埋蔵量 = （時価総額＋総有利子負債－預金及び現金同等物＋少数株主持分）／確認埋蔵量。時価総額は2015年3月末時点、財務数値及び確認埋蔵量は、当社は2015年3月末時点、インディペンデント、石油メジャーは2014年12月末時点数値を使用。財務数値、確認埋蔵量は各社開示資料より。 PBR = 株価／一株当たり純資産。時価総額は2015年3月末時点、財務数値は当社は2015年3月末時点、インディペンデント、石油メジャーは2014年 12月末時点数値を使用。財務数値は各社開示資料より。 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 17.9 18.3 原油換算1バレル当たりの探鉱・開発コスト（3年平均） 70.0 17.8 18.0 9.0 11.2 9.8 9.0 6.0 ロイヤリティを含む 3.0 ロイヤリティを含まない 0.0 2013年3月期 2014年3月期 50.0 US$/BOE US$/BOE 15.0 12.0 40.0 30.0 20.0 US$/BOE 3.7 3.5 3.5 3.0 2.0 1.0 0.0 2013年3月期 9 2014年3月期 2015年3月期 11.7 0.0 2013年3月期 2015年3月期 5.0 11.2 10.0 原油換算1バレル当たりの販売費及び一般管理費 4.0 58.2 60.0 2014年3月期 2015年3月期リザーブリプレースメントレシオ（3年平均） 400% 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% 370% 255% 100% 2013年3月期 2014年3月期 2015年3月期生産量*（2014年4月-2015年3月）原油・コンデンセート・LPG 1% 1% 17% 3 3 原油：243千バレル/日 41 原油・天然ガス合計 11% 27 169 日本合計：408千BOE/日アジア・オセアニア 5% ユーラシア（欧州・NIS諸国）中東・アフリカ 21 25 米州 70% 6% 天然ガス 13% 12% 103 天然ガス：880百万cf/日 114 （165千BOE/日） 169 166 41% 41% 日本アジア・オセアニア日本 7% 米州米州 75% * 中東・アフリカユーラシア（欧州・NIS諸国）中東・アフリカ 10 ユーラシア（欧州・NIS諸国） 27 アジア・オセアニア 663 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原油及び天然ガスの生産量は、正味経済的取分に相当する数値を示しています。地域別確認埋蔵量* 3,000 2,500 2,532 2,432 1% 2,188 21% 3% 百万BOE 2,000 34% 23% 8% 1,500 1,000 3% 2,434 3% 32% 9% 8% 8% 59% 49% 50% 6% 7% 7% 64% 500 0 6% 2012年3月日本 * 11 2013年3月アジア・オセアニア確認埋蔵量の定義は、53ページに記載しております。 2014年3月 2015年3月ユーラシア中東・アフリカ米州確認・推定・予想埋蔵量*によるアップサイドポテンシャル 9,000 条件付資源量予想埋蔵量推定埋蔵量確認未開発埋蔵量確認開発埋蔵量 8,000 7,000 6,000  イクシス  ADMA鉱区  カシャガン etc.  アバディ  ADMA鉱区  シェールガス etc.  イクシス etc. 5,000 576 4,000 3,000 2,434 2,000 1,506 1,610 1,945 27.2年 1,506 31.1年可採年数** 16.4年 1,000 929 0 百万BOE 確認開発埋蔵量 929 確認未開発埋蔵量確認埋蔵量推定埋蔵量予想埋蔵量条件付資源量 *** * 確認埋蔵量及び推定・予想埋蔵量の定義は、53、54ページに記載しております。 ** 可採年数＝2015年3月末｢確認埋蔵量｣、｢推定埋蔵量｣、「予想埋蔵量｣／2015年3月期生産量実績 *** 条件付資源量は当社による推定値です。SPE-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。 12 12 プロジェクト参考データ 2016年3月期探鉱計画* 日本スリナム南桑山油田（1）ブロック31（1）マレーシア S鉱区（1）ブラジル R鉱区（2） BM-ES-23鉱区（1） * （）内の数字は掘削坑井数探鉱投資額（億円）試掘井探掘井 14 試掘井（坑）探掘井（坑） 2D震探（km） 3D震探（km2） 2015年3月期(実績) 726 9 6 2,022 3,267 2016年3月期(予想) 570 4 2 - - 主な生産・開発プロジェクトカナダシェールガスプロジェクト (ホーンリバー、コルドバおよびリアード) サハリン Ⅰ 北カスピ海沖鉱区 (カシャガン油田等) ACG油田南長岡ガス田米国メキシコ湾ルシウス油田 ADMA鉱区 ADCO鉱区南ナトゥナ海 B鉱区マハカム沖鉱区コンゴ民主共和国沖合鉱区コパ・マコヤ鉱区､グアリコオリエンタル鉱区セブク鉱区(ルビーガス田）ベラウ鉱区（タングー・ユニット）アバディLNGプロジェクトアンゴラ共和国沖合ブロック14鉱区 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） 15 生産中 JPDA03-12鉱区（バユ・ウンダン油ガス田） JPDA06-105鉱区（キタン油田）プレリュードFLNGプロジェクトイクシスLNGプロジェクト開発中開発準備作業中北カンポス沖フラージ鉱区生産開始スケジュールオーストラリアインドネシア 2024 プレリュードオーストラリアイクシスアバディオーストラリアインドネシア 2023 2022 米州コニストン 2021 オーストラリア 2020 リアード 2019 カナダ中東・アフリカサウスブルットコルドバ 2018 インドネシアカナダルビーインドネシア 2017 ユーラシアルシウスリアンジ USA アンゴラ共和国 2016 ナスルアラブ首長国連邦 2015 ウムルルアラブ首長国連邦 2014 カイランアクトテカラムカスカザフスタンカザフスタンカザフスタンカシャガンサウスウエストカシャガン 2013 カザフスタンカザフスタン生産開始済・開発が決定したプロジェクト天然ガス開発計画策定中のプロジェクト原油/コンデンセート 16 国内天然ガス事業 – 生産量* •天然ガス：約3.1百万m3/日 (114百万立方フィート/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 LNG 国産ガス新東京ライン 5期延伸（計画中） LNG (気化ガス) 17 •2015年3月期販売量：17.9億m3** •2016年3月期販売量見通し：18.7億m3** •2020年代前半に25億m3、長期的に年間 30億m3の供給見通し – ガスサプライチェーンの構築 •2013年12月、直江津LNG基地の商業運転開始 •2016年供用開始に向け、富山ラインを建設中 * 国内油田・ガス田の合計（2015年3月期平均日産量) ** 1m3当たり41,8605MJ換算国内天然ガス価格単位あたりの価格の比較 140 原油CIF LNG-CIF LSA-RIM 当社ガス平均価格 120 ・各指標価格の単価換算方法：経済産業省「総合エネルギー統計」の基準に基づき、原油 38.20MJ/L、A 重油 39.10MJ/L、LNG 54.50MJ/kgとして、それぞれ41.8605MJ当たりの単価に換算。・各指標価格については経費を含まない。（原油；精製コスト他、A 重油；輸送費他、LNG ；貯蔵/気化/輸送コスト他）価格[円／41.8605MJ] 100 80 60 40 20 05/4 06/4 07/4 08/4 09/4 10/4 11/4 12/4 13/4 14/4 15/4 18 マハカム沖鉱区ボンタンLNG/LPGプラントアタカユニットサンタンターミナルアタカ油田バダックガス田ニラム油・ガス田タンボラ油・ガス田ペチコガス田トゥヌガス田ハンディル油田シシガス田ヌビガス田スニパ・ターミナルブカパイ油田バリクパパンマハカム沖鉱区サウスマハカムガス田群ガス田油田油ガス田 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量 19 国際石油開発帝石 – 当社権益比率: 50% （オペレーター：TOTAL） – 生産量* •原油・コンデンセート：日量約7.1万バレル •LPG : 日量約8千バレル •天然ガス**：日量約1,366百万立方フィート – PS契約： 2017年まで – ボンタンLNG基地へのガス安定供給を目的として主力ガス田であるトゥヌ／ペチコ／シシ／ヌビ／サウスマハカムガス田を中心とした段階的開発作業を継続 – 2012年4月、西ジャワ洋上LNG受入基地へLNG 供給開始 – 2012年10月末、サウスマハカムガス田より生産開始 – PS契約の更新に向けTOTALとともにインドネシア当局と交渉継続中セブク鉱区(ルビーガス田）インペックス南マカッサル石油ボンタンＬＮＧプラントサンタンターミナル肥料工場アタカ油田 – 当社権益比率: 15% （オペレーター：PEARLOIL (Mubadala)）トゥヌガス田スニパ・ターミナルバリクパパン – 生産量* ペチコガス田天然ガス**：日量約100百万立方フィートカリマンタン島サウスマハカムガス田群 – PS契約： 2027年までセブク鉱区スラウェシ島 – 2010年8月、オペレーターであるPearl Energyと締結した権益譲渡契約のインドネシア政府承認を取得(当社15%権益取得) – 2011年6月、開発移行決定 50 0 100㎞ルビーガス田 – 海上生産施設よりマハカム沖鉱区既存陸上施設へ海底パイプラインにより繋ぎ込み – 生産ガスの大部分をインドネシア国内肥料工場向けに供給カリマンタン島スラウェシ島西パプア州ガス田 – 2013年10月、生産開始ジャワ島油田 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 20 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量南ナトゥナ海B鉱区ナトゥナ石油 A A ナトゥナ海南ナトゥナ海Ｂ鉱区 B テンバンブンタルクリシノースブルットサウスブルットヒウバワルウェストブルットケオンベラナックナトゥナ島ビンタンラウトマロンキジン B テンバルクリシベリダブンタルバワルケオンノースブルットヒウサウスブルットウェストブルットベラナックガス田スンビランビンタンラウトマロンキジン油田油ガス田 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 21 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量 – 当社権益比率: 35.0% （オペレーター：ConocoPhillips） – 生産量* : • 原油・コンデンセート：日量約2.3万バレル • LPG : 日量約1.1万バレル • 天然ガス**：日量約321百万立方フィート – PS契約: 2028年まで – SembCorp社（シンガポール）と2001年より27 年間、Petronas（マレーシア）と2002年より20 年間の天然ガス販売契約締結 – 2012年7月、バワルガス田の生産開始 – 2014年4月、サウスブルットガス田の生産開始ベラウ鉱区（タングーLNGプロジェクト） MI Berau B.V./MIベラウジャパン –MI Berau/MIベラウジャパン*: 三菱商事とのJV(当社44%、三菱商事56%）西パプア州（インドネシア） *MIベラウジャパンはｹｰｼﾞｰﾍﾞﾗｳ石油開発に約16.5%出資 –権益比率： •MI Berau：ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 16.3% •ｹｰｼﾞｰﾍﾞﾗｳ石油開発：ﾀﾝｸﾞｰ・ﾕﾆｯﾄ 8.56% （オペレーター：BP）ベラウ鉱区カイマナガス田 –生産量* •コンデンセート：日量約6千バレル •天然ガス**：日量約1,039百万立方フィート –PS契約: 2035年まで –LNG生産量：年間760万トン –2009年7月、LNG販売開始 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 22 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量バユ・ウンダンガス・コンデンセート田(JPDA03-12鉱区) サウル石油インドネシアチモール海共同石油開発地域オーストラリアキタン油田 JPDA03-12鉱区ガス田油田 50 km バユ・ウンダンガス・コンデンセート田ダーウィン – 当社権益比率: 11.378120% （オペレーター: ConocoPhillips） – 生産量* • コンデンセート：日量約2.8万バレル • LPG：日量約1.7万バレル • 天然ガス**：日量約581百万立方フィート – PS契約： 2022年まで – 2004年2月、コンデンセート/LPG販売開始 – 2005年8月、東京電力/東京ガスとLNG 販売契約締結（2006年から17年間、年間300万トン） – 2006年2月、LNG販売開始 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 23 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量キタン油田(JPDA06-105鉱区) インペックスチモールシー – 当社権益比率: 35% チモール海共同石油開発地域（オペレーター: Eni） – 生産量*：原油：日量約9千バレル – PS契約： 2035年4月まで(キタン油田) – 2008年5月、キタン油田商業発見宣言 JPDA06-105鉱区 – 2010年4月、キタン油田の最終開発計画に対し共同管轄当局の承認取得キタン油田バユ・ウンダンガス・コンデンセート田ガス田 – 2011年10月、生産開始油田 50 km *全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 24 ヴァンゴッホ油田、コニストンユニット及びラベンスワース油田アルファ石油コニストンユニット WA-55-L 鉱区 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 WA-42-L鉱区（他社鉱区）エクスマウスガス田油田 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 25 0 50km オーストラリアヴァンゴッホ油田/コニストンユニット(WA-35-LおよびWA-55-L鉱区） – 当社権益比率：47.499% （オペレーター: Apache） – 利権契約(2008年10月生産ライセンス取得) – ヴァンゴッホ油田：2010年2月原油生産開始 – コニストンユニット：2015年5月原油生産開始、当初1年間の平均日産量 :原油日量18,000バレルを予定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： BHPBP） – 生産量*：原油：日量約7千バレル – 利権契約(2009年11月生産ライセンス取得) – 隣接するWA-42-L鉱区の生産施設への繋ぎ込みによる開発 – 2010年8月生産開始イクシスLNGプロジェクト(1/5) – 2012年1月13日、最終投資決定(FID)を発表 – 2016年末までに生産開始予定 WA‐44‐L (Prelude FLNG) Shell 72.5% INPEX 17.5% KOGAS 10.0% WA‐274‐P WA‐274‐P JPDA03‐12/13 JPDA03‐13 WA‐504‐P SANTOS 60% AC/P36 WA‐44‐L(Prelude FLNG) INPEX 40% INPEX 50% Shell 82.5% INPEX 17.5% WA‐513‐P SANTOS 60% INPEX 40% WA‐343‐P SANTOS 30% SANTOS 30% CHEVRON 50% CHEVRON INPEX 50%20% INPEX 20% INPEX 60% TOTAL 40% WA‐514‐P TOTAL 40% WA‐341‐P WA‐341‐P INPEX 60% A TOTAL 40% WA‐56‐R CHEVRON 50% SANTOS 30% INPEX 20% CHEVRON 50% WA‐502‐P INPEX 20% SANTOS 63.6299% SANTOS 60% INPEX 26.6064% INPEX 40% BEACH 9.7637% ダーウィン Murphy 50% INPEX 60% INPEX 60% TOTAL 40% WA‐410‐P WA‐410‐P SANTOS 30% SANTOS 60% INPEX 40% Murphy 50% AC/P36 INPEX 50% WA‐343‐P INPEX 60% TOTAL 40% WA‐344‐P WA‐494‐P INPEX 60% INPEX 100% TOTAL 40% WA‐285‐P 北部準州北部準州 INPEX 62.245% TOTAL 30.000% Tokyo Gas 1.575%, Osaka Gas 1.200%, イクシス WA‐281‐P Chubu Electric Power 0.735%, 0.420%, SANTOS 47.83% イクシス Toho Gas CPC 2.625%, WA‐281‐P CHEVRON 24.83% WA‐50‐L / WA‐51‐L/WA‐285‐P Kansai Electric Power 1.200% INPEX 20% SANTOS BEACH 47.83% 7.34% WA‐50‐L / WA‐51‐L CHEVRON 24.83% INPEX BEACH – 生産量： LNG 年間840万トン（日本のLNG年間輸入量の約1割）、LPG 年間約160万トン、コンデンセート日量約10万バレル(ピーク時） A ダーウィン市街 20% 7.34% ウィッカム・ポイント (Darwin LNG) ブライディン・ポイント (建設予定地) (建設地) 西オーストラリア州西オーストラリア州 – 埋蔵量：プロジェクトライフ40年。年間840万トンのLNGを約20年の長期にわたり生産可能 (以降緩やかに減少)。豊富なLPG、コンデンセート有。確認埋蔵量約9.7億BOE (当社権益比率 62.245％ベース) ガス田ブルームブルーム 0 100 200km ミドルアーム半島 0 2 4km – 権益比率：当社62.245%、TOTAL30.000%、東京ガス1.575%、大阪ガス1.200%、中部電力0.735%、東邦ガス0.420%、 CPC社 2.625％、関西電力 1.200% 26 イクシスLNGプロジェクト(2/5) – マーケティング: LNG年間予定生産数量840万トンの全量の売買契約締結済 – 主要許認可: 環境、ガス輸送パイプラインのライセンス、生産ライセンス等全て取得済 – 開発投資額: 340億米ドル（プロジェクト100％） – 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 – 開発作業: 主要EPC契約締結済上流事業下流事業沖合生産・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）フローライン、フレキシブルライザーなどの接続作業等： McDermott（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）東邦ガス九州電力 28万トン計装・制御システム: 横河電機（上流施設も含む） 30万トンスケジュール中部電力 49万トン CPC（台湾） 175万トン大阪ガス 80万トン関西電力 80万トン LNG販売数量 840万トン/年 TOTAL（仏） 90万トン国際石油開発帝石 90万トン 27 東京電力 105万トン東京ガス 105万トン →プロジェクトから生産されるLNGの7割相当が日本に仕向けイクシスLNGプロジェクト(3/5) イクシスLNGプロジェクトの開発コンセプト沖合生産貯油・出荷施設 (FPSO) 沖合生産・処理施設コンデンセート (CPF) 出荷用タンカー LNG、LPG、コンデンセート陸上ガス液化プラント(Darwin) フレキシブルライザー上流事業下流事業フローラインガス輸送パイプライン（GEP）海底生産システム (SPS) 28 イクシスLNGプロジェクト(4/5) 現在、作業が進んでいる主なプロジェクト拠点下線: オフショア, 斜体: オンショア英国 SPS機器製造、CPF/FPSOベンダー対応下線&斜体: オフショア & オンショア中国ドイツ CPF/FPSOベンダー対応 LNGプラントモジュール建造韓国 CPF/FPSO建造モナコ FPSOタレット・プロジェクト管理イタリア CPF/FPSO回転機器製造スペイン CPF/FPSO係留チェーン製造インドネシア URF海底生産機器製造、 GEPパイプ保管フィリピン LNGプラントモジュール建造タイダーウィン LNGプラントモジュール建造 LNGプラント建設、 GEPパイプ敷設付帯作業マレーシア SPS機器製造、 GEPパイプ保管イクシス・フィールド掘削作業、SPS/URF設置作業シンガポールブルーム掘削資機材補給基地統合制御システム機器製造、 URFエンジニアリング、 FPSOタレット建造パースプロジェクトマネジメント、 29 GEP/URFプロジェクト管理イクシスLNGプロジェクト(5/5) LNGプラントの建設状況 (2015年3月、ダーウィンにて) ライザーサポート構造物設置作業 (2014年11月、イクシスフィールドにて) FPSOの居住設備の設置 (2015年3月、韓国にて) Castoroneによる沖合部における42インチパイプの敷設（2015年3月、ティモール海にて） 30 アバディLNGプロジェクト  タニンバル諸島サムラキアラフラ海東チモールインドネシア  マセラ鉱区アバディガス田  チモール海共同石油開発地域オーストラリア  ダーウィン 0 100 200km  31 環境影響評価(AMDAL)の手続き - 2014年6月インドネシア環境省から AMDALレポートの承認及び環境許認可を取得基本設計(FEED)成果物の内部評価作業を実施中ガス田埋蔵量増加のための取り組み - 2013年6月から評価井3坑、試掘井1坑の連続掘削を実施、2014年6月に作業終了 - インドネシア当局から増加した埋蔵量に関する認証を取得 FEED及び掘削結果を踏まえ、大型FLNGを有力候補とする開発計画の最適化を検討しており、当局との協議を実施中 Shellとの戦略的パートナリング Shellによる技術・人的支援の有効活用  生産分与契約に基づき10%の参加権益をインドネシア政府の指定するインドネシア企業に譲渡する予定  PS契約: 2028年までプレリュードFLNGプロジェクト INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd – 権益比率： 17.5％（オペレーター: Shell) – 埋蔵量: 天然ガス約3兆cf (プレリュードガス田およびコンチェルトガス田) – 生産量：・LNG 年間360万トン・LPG 年間約40万トン・コンデンセート日量約3.6万バレル(ピーク時） – 2011年5月に最終投資決定 – 2007年初めのプレリュードガス田発見からおよそ10年での生産開始を目標 – 2014年5月、当社権益相当分年間約63万トンのLNGの売買について（2017年から8年間）、東京電力（年間約56万トン）、静岡ガス（年間約7 万トン）それぞれと基本合意コンチェルトガス田 WA-44-L鉱区プレリュードガス田イクシスガス・コンデンセート田 40km オーストラリア 200km ガス田 FLNG船イメージ 32 ACG油田インペックス南西カスピ海石油 50km 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カザフスタンアゼリ油田ロシアアラル海ウズベキスタンカスピ海ジョージアアルメニアアゼルバイジャントルクメニスタン 500km イラン * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 33 油田 – 当社権益比率: 10.9644%（オペレーター：BP） – 生産量*: 日量約67.1万バレル – PS契約: 2024年まで – チラグ油田1997年生産開始 – フェーズ1：アゼリ油田中央部2005年2 月に生産開始 – フェーズ2：アゼリ油田西部2005年12 月に生産開始、アゼリ油田東部2006年 10月に生産開始 – フェーズ3：グナシリ油田深海部2008 年4月に生産開始 – 2014年1月、チラグ油田西部（チラグ・オイル・プロジェクト）にて生産開始カシャガン油田ほかインペックス北カスピ海石油 – 当社権益比率: 7.56%（オペレーター： NCOC(North Caspian Operating Company)) – PS契約：カシャガン油田 – 2021年末まで* – カラムカス/アクトテ/カイラン/南西カシャガンの4構造の評価作業を実施中北カスピ海沖合鉱区カイラン構造カシャガン油田カスピ海南西カシャガン構造 (2013年9月に生産開始し、ガスリークにより同年10 月より一時的に生産停止中) アクトテ構造ロシアカザフスタン中国トルコイランカラムカス構造インドガス田油田 *現行のPSA条件にて10年×2回の延長(2041年まで)が可能 34 BTC（BakuTbilisiCeyhan）パイプラインプロジェクト INPEX BTC Pipeline, Ltd. – 当社権益比率:2.5%（オペレーター：BP）ロシア黒海ジョージアトビリシ – 2002年10月、当社、参加権益2.5%取得カスピ海バクー BTCパイプラインアルメニアアゼルバイジャントルコジェイハンイランシリア 35 – 2009年3月、輸送能力日量120万バレルまでの拡張作業を完了 – 2010年9月13日、累計10億バレル出荷を達成キプロス地中海 – 2006年6月、ジェイハンターミナルから原油出荷開始イラク – 2014年8月11日、累計20億バレル出荷を達成 ADMA鉱区ジャパン石油開発(JODCO) 生産油田海底パイプラインウムシャイフ油田ダス島ナスル油田上部／下部ザクム油田サター油田ジルク島ウムアダルク油田アブダビ市ウムルル油田 –ウムシャイフ／下部ザクム／ウムルル／ナスル油田 •当社権益比率: 12.0%（オペレーター： ADMA-OPCO*） –上部ザクム／ウムアダルク／サター油田 •当社権益比率: 上部ザクム／ウムアダルク 12.0% サター 40.0%（オペレーター：ZADCO*） *権益保有者が株主である操業会社。JODCOから両社へそれぞれ12%を出資。 –利権契約: 2018年まで（但し、上部ザクム油田は2041年まで） –生産量維持・拡大のため開発作業を継続中 •2014年10月、ウムルル油田の生産開始 •2015年2月、ナスル油田の生産開始 •人工島を利用した再開発計画に基づく作業実施中（上部ザクム） 36 ADCO鉱区 JODCO Onshore Ltd. – 当社権益比率：5% （オペレーター：ADCO*）アブダビアルダビーヤ油田ジュメイラ油田ウワイサ油田ビダアルケムザン油田 – 生産量シャナヤル油田 • 原油: 日量約160万バレルルマイサ油田バブ油田アルジャン油田 – 利権契約：2054年までサヒール油田 UAE ブハサ油田アサブ油田フワイラ油田クサーウィラ油田原油パイプライン生産油田未開発油田 37 シャハー油田メンデル油田 – 2015年4月、アブダビ首長国政府及び ADNOCと利権契約を締結し、権益取得 – 2017年までに生産量を日量約180万バレルに引き上げるべく開発作業を実施中 *権益保有者が株主である操業会社。JODCO Onshoreから 5%を出資。ベネズエラプロジェクト Teikoku Oil & Gas Venezuela, C.A.ほか Teikoku Oil & Gas Venezuela, C.A. ｺﾊﾟ・ﾏｺﾔ / ｸﾞｱﾘｺｵﾘｴﾝﾀﾙ鉱区大西洋カラカスベネズエラコパ・マコヤ (ガス事業)/ グアリコオリエンタル鉱区(原油事業) – ジョイントベンチャー出資比率 •ガス事業：70%、原油事業：30% – ジョイントベンチャー契約 •2006-2026年 – 生産量＊ •原油：日量約1千バレル •天然ガス**：日量約45百万立方フィートブラジル * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量 38 ブラジルプロジェクトフラージ鉱区ほかブラジルヴィトリアフラージ鉱区ブラジル BM-ES-23 *持分法適用関連会社（当社はFJPLの37.5%の株式を保大西洋有） – 生産量**: • 原油: 日量約2.7万バレル • 天然ガス***：日量約4百万立方フィート – コンセッション契約: 2025年までカンポスマカエリオデジャネイロ油ガス田 0 ** 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 *** 井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量 39 フラージ鉱区(Frade Japão Petróleo Limitada (FJPL)) – 権益比率: FJPL*18.3% (オペレーター : Chevron) 100km BM-ES-23鉱区 – 当社権益比率：15% – 探鉱（評価）作業中カナダシェールガスプロジェクト INPEX Gas British Columbia Ltd. – 権益比率:40％* (オペレーター：Nexen) • INPEX Gas British Columbia Ltd. (出資比率：当社45.09%、 JOGMEC44.89%、日揮㈱のカナダ法人子会社 10.02%)の権益比率。 – コンセッション契約 • ホーンリバー : 366km2 • コルドバ : 344km2 • リアード : 517km2 – 今後、本格的な開発作業を進め、ホーンリバーとコルドバ地域合わせて、日量 12.5億立方フィート（原油換算で日量約 20万バレル）規模の生産を目標 – ホーンリバー地域：2010年生産開始 – コルドバ地域：2019年生産開始予定ホーンリバーにおけるﾌﾗｸﾁｬﾘﾝｸﾞ作業現場 40 米国メキシコ湾プロジェクト Teikoku Oil (North America) Co., Ltd. / INPEX Gulf of Mexico Co., Ltd. 浅海海域鉱区 (Teikoku Oil (North America) Co., Ltd. ) – 当社権益比率 •Ship Shoal 72 ： 25%、 •West Cameron 401/402 ： 25% （2015年３月生産停止） – コンセッション契約 – 生産量* •天然ガス**：日量約1百万立方フィート Columbus テキサス州ルイジアナ州メキシコ West Cameron 401/402 0 500 Ship Shoal 72 1,000km キューバ Walker Ridge95/139 Keathley Canyon 874/875/918/919 (ルシウス油田) *Ship Shoal72、West Cameron401/402、の全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 **井戸元の生産量ではなく買主への販売に対応した数量 ***全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 41 大水深プロジェクト (INPEX Gulf of Mexico Co., Ltd.) – 当社権益比率：ウォーカー・リッジ95/139鉱区 12.29% – コンセッション契約ルシウス油田 (Teikoku Oil (North America) Co., Ltd. ) – コンセッション契約 – 当社権益比率：7.75309% (オペレーター : Anadarko) – 2011年12月開発移行決定、2015年1月原油及び天然ガスの生産開始 – 生産量*** • 原油：日量約4.2万バレル • 天然ガス**：日量約37百万立方フィートコンゴ民主共和国沖合鉱区帝石コンゴ石油コンゴ民主共和国沖合鉱区 – 当社権益比率：32.28% （オペレーター：ペレンコ）ムワンべ油田ミサト油田ミバレ油田リブワ油田モトバ油田コンゴ民主共和国ルカミ油田 – コンセッション契約（1969-2023年) – 生産開始：1975年モコ油田 – 生産量*：日量約1.4万バレルチアラ油田ムワンダ GCO油田バナナ大西洋ソヨアンゴラ油田 0 5 10km * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 42 アンゴラ共和国沖合ブロック14鉱区ＩＮＰＥＸ Angola Block14 Ltd. コンゴ共和国カビンダ州ブロック14鉱区コンゴ民主共和国アンゴラ共和国大西洋 100km * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 43 – 当社権益比率:9.99%（オペレーター： Chevron） – 生産量*: 日量約12.1万バレル – PS契約: 2035年まで – 今後、探鉱活動や既発見未開発構造の開発を進める予定サハリンⅠ サハリン石油ガス開発 0 5 10km ガス田油田オドプト構造サハリン島ヴァルチャイウォ構造油田アルクトン-ダギ構造 – サハリン石油ガス開発（SODECO）:当社保有株式約6.08% – SODECOのサハリンⅠにおける権益比率: 30.0% – 生産量* •原油・コンデンセート日量約16.4万バレル •天然ガス日量約10.4億立方フィート – オペレーター: ExxonMobil – PS契約: 2001年12月、20年間の開発期間に移行 – 2005年10月、チャイウォ構造より生産開始、 2006年10月原油輸出開始 – 2010年9月、オドプト構造より生産開始 – 2014年6月、アルクトン・ダギ構造に、世界最大級のプラットフォーム”Berkut”を設置 – 2015年1月、アルクトン・ダギ構造より生産開始 – 天然ガスをロシア国内に供給中 * 全鉱区ベース、2015年3月平均日産量 44 豪州北部準州陸上 EPNT14-1鉱区 INPEX Oil & Gas Australia Pty Ltd. – 当社権益比率:100% （オペレーター：当社） – 鉱区面積約4,000km2 – 2015年2月、オーストラリア北部準州陸上に位置するEPNT14-1鉱区の100%権益（探鉱鉱区）をオペレーターとして落札ダーウィン – 今後、パーミットの正式な付与の後、探鉱作業推進予定 – 探鉱期間は、パーミット取得後最大5年間（更新は5年毎2回まで可能） EPNT 14-1 北部準州 45 100ｋｍ主要会社一覧及び石油契約①* 会社名鉱区名又はプロジェクト名国名石油契約出資比率ステージ日本 •国際石油開発帝石南長岡ガス田ほか** 日本マハカム沖鉱区インドネシアコンセッションｰ生産中 PS ｰ生産中アジア/オセアニア •国際石油開発帝石 •インペックス南マカッサル石油セブク鉱区（ルビーガス田）インドネシア PS 100% 生産中 •ナトゥナ石油南ナトゥナ海B鉱区インドネシア PS 100% 生産中 •MI Berau B.V. ベラウ鉱区(タングーLNG) インドネシア PS 44% 生産中 •インペックスマセラアラフラ海石油マセラ鉱区（アバディ）** インドネシア PS 51.9% 開発準備作業中 •サウル石油バユ・ウンダンチモール海共同開発地域 PS 100% 生産中 •インペックス西豪州ブラウズ石油 WA-285-P** オーストラリアコンセッション 100% 探鉱作業中 •INPEX Ichthys Pty Ltd WA-50-L（イクシス） ** オーストラリアコンセッションオーストラリア - •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 •インペックスチモールシーキタン油田チモール海共同開発地域 PS •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 •アルファ石油ラベンスワース油田 •Ichthys LNG Pty Ltd イクシスプロジェクト下流事業** オーストラリア 100% 開発中 62.245% 開発中 100% 開発中 100% 生産中コンセッション 100% 生産中コンセッション 100% 生産中注： * 2015年4月末時点 ** オペレータープロジェクト 46 主要会社一覧及び石油契約②* 会社名鉱区名又はプロジェクト名国名石油契約出資比率ステージユーラシア •インペックス南西カスピ海石油 ACG油田アゼルバイジャン PS 51% 生産中 •インペックス北カスピ海石油カシャガン油田カザフスタン PS 45% 生産停止中 •ジャパン石油開発 ADMA鉱区（アッパーザクム油田等）アラブ首長国連邦コンセッション 100% 生産中 •JODCO Onshore Ltd. ADCO鉱区アラブ首長国連邦コンセッション 100% 生産中 •帝石コンゴ石油コンゴ民主共和国沖合鉱区コンゴ民主共和国コンセッション 100% 生産中 •INPEX Angola Block14 アンゴラ共和国沖合ブロック14鉱区アンゴラ共和国カナダシェールガスプロジェクトカナダ中東アフリカ PS 100% 生産中/開発中コンセッション 45.09% 生産中/評価中米州 •INPEX Gas British Columbia •テイコク・オイル・アンド・ガス・ベネズエラコパ・マコヤ**／グアリコオリエンタルベネズエラジョイントベンチャー 100% •Teikoku Oil (North America) 米国コンセッション 100% 生産中ブラジルコンセッション 37.5%*** 生産中 •Frade Japão Petróleo Limitada 47 SS72鉱区等/ルシウス油田フラージ鉱区生産中注： * 2015年4月末時点 ** オペレータープロジェクト *** インペックス北カンポス沖石油（当社の持分法適用関連会社）の子会社。出資比率(37.5%)は同社を通じた当社の実質的な比率。その他メジャー・主要な独立系石油ガス会社との確認埋蔵量の比較百万BOE 30,000 ガス 25,269 石油 25,000 20,000 46% 15,000 17,523 44% 10,000 13,081 11,52311,102 53% 8,906 54% 44% 54% 5,000 49 6,602 51% 56% 47% 0 38% 46% 56% 62% 49% 5,359 56% 44% 3,613 2,858 2,819 2,434 2,396 1,048 723 622 53% 51% 24% 50% 43% 47% 49% 76% 50% 57% 88% 73% 89% 12% 27% 11% 出所 : 直近の各社公表財務情報注 : 各社2014年12月末時点であるが、当社は2015年3月末時点の米国証券取引委員会(SEC) 規則に従った値（暫定値）。埋蔵量は、持分法適用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・算定している。石油にはビチューメン、合成原油等非在来型資源を含む。比較企業として産油国国営企業は除外している。メジャー・主要な独立系石油ガス会社との生産量の比較千BOE/d 4,500 ガス 3,969 4,000 石油 3,500 47% 3,000 3,151 3,080 2,571 39% 2,500 52% 2,000 34% 2,146 1,729 52% 1,500 44% 53% 1,000 61% 48% 1,561 1,517 43% 45% 66% 48% 500 56% 57% 843 51% 55% 49% 0 646 40% 60% 606 63% 37% 597 25% 75% 408 41% 59% 275 63% 37% 261 79% 21% 出所 : 直近の各社公表財務情報注 50 : 各社2014年12月期であるが、当社は2015年3月期の米国証券取引委員会(SEC) 規則に従った数値。石油にはビチューメン、合成原油等、非在来型資源を含む。持分法適用会社の持分を含む。比較企業として産油国国営企業は除外している。確認埋蔵量*の推移の要因分析（百万BOE） 3,000 11 31 10 2,500 △149 2,000 1,500 2,532 2,434 1,000 500 0 2014年3月末拡張及び発見等** 評価の見直し * 確認埋蔵量の定義は、53ページに記載しております。 ** 買収及び売却等を含む。 51 油価変動の影響期中生産量 2015年3月末 148 74% 26% 推定埋蔵量*の推移の要因分析（百万BOE） 2,500 2,000 21 △49 1,500 1,000 △308 1,945 1,610 500 0 2014年3月末拡張及び発見等** 評価の見直し油価変動の影響 2015年3月末 * 推定埋蔵量の定義は、54ページに記載しております。 ** 買収及び売却等を含む。 52 52 確認埋蔵量の定義 – 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 53 推定・予想埋蔵量の定義 – 推定埋蔵量(probable reserves)及び予想埋蔵量（possible reserves) の定義は、石油技術者協会（SPE）が世界石油会議（WPC）・米国石油地質技術者協会(AAPG)・石油評価技術者協会(SPEE）の支援の下に策定した基準（2007PRMS)に従っており、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あるいは予想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 – 同じく予想埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量、推定埋蔵量及び予想埋蔵量を合計した数量（３P）を回収できる確率が10％以上であることが必要とされています ※推定埋蔵量及び予想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 54 中長期ビジョン 3つの成長目標と今後5年間の重点的取り組み 1. 上流事業の持続的拡大 →2020年代前半にネット生産量日量100万バレル 2. ガスサプライチェーンの強化 →2020年代前半に国内ガス供給量25億m3 3. 再生可能エネルギーへの取り組み強化 →研究開発、事業化への取り組み 3つの基盤整備と目指す企業像 1. 人材の確保、育成と効率的な組織体制の整備 2. 成長のための投資と適切な株主還元 3. グローバル企業としての責任ある経営 55 投資計画と資金調達手段総額約3.5兆円イクシス、アバディ、その他探鉱開発プロジェクト等に対する 5年間（2013年3月期～2017年3月期）の投資額手元資金  手元活用可能資金1.2兆円（2015年3月末現在）キャッシュフロー  毎年の営業キャッシュ・フロー（参考：2015年3月期実績 2,167億円）  手元の現金及び現金同等物銀行借入  JBIC*及び市中銀行からの借入  市中銀行借入の一部に対するJOGMEC**による保証  プロジェクト・ファイナンス * JBIC：国際協力銀行、**JOGMEC：独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 56 財務戦略低コストでの有利な資金調達健全なバランス・シートを維持し、資金調達の安定性と柔軟性を確保 JBIC及びJOGMECの制度金融の活用により開発資金を調達  イクシス、アバディ等に必要な投資を確実にするための資金調達力を維持  将来の新規プロジェクトへの継続的な投資を実現するために、健全なバランス・シートを維持  長期的財務レバレッジ水準（目標値）  自己資本比率：50%以上  使用総資本に対する純有利子負債の比率：20%以下 57 生産分与契約 1. コスト回収額  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 2. 利益配分原油 : 産油国取分 : 課税対象 : 課税対象ではないコントラクター取分 58 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）資産買収コスト損益計算書探鉱開発権（営業外費用）探鉱開発権償却 59 コンセッション契約に係る会計処理コスト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コスト探鉱費開発コスト有形固定資産生産コスト（操業費）資産買収コスト発生年に全額費用化売上原価（減価償却費）売上原価（操業費）売上原価（減価償却費）鉱業権 60 豪州税制の概要 ※ 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。売上高営業費用 ⇒（油・ガス価格）×（生産販売量）・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・① ⇒当年発生のOPEX（+探鉱費）+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。法人税及び住民税（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開発費分に対しては、LTBR+5% 、探鉱費分に対しては、LTBR+15% ※但し、生産ライセンス申請受理から5年以上前の探鉱費・開発費に対しては、GDP Factor が適用される ※LTBR (Long Term Bond Rate) ※GDP Factor → 豪州のGDPデフレータを使用豪州法人税＝（①－②－③－支払利息）×30％ 61 油価の推移 (US$/bbl) 120 Brent WTI Dubai 110 100 90 80 70 60 50 40 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 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 2月 3月 2013年 2014年 2015年 2014年3月期 2014年 Brent WTI Dubai 62 平均 4月 5月 6月 7月 8月 107.56 108.09 109.24 111.97 108.19 103.40 99.05 102.03 101.79 105.15 102.39 96.08 104.59 104.68 105.66 108.03 106.15 101.73 2015年 9月 10月 11月 12月 98.57 88.05 79.63 63.27 93.03 84.34 75.81 59.29 96.47 86.63 76.33 60.25 1月 49.76 47.33 45.57 2015年3月期 2月 58.80 50.72 55.44 3月 56.94 47.85 54.66 平均 86.57 80.49 83.47