1年高値1,187 円
1年安値492 円
出来高8,500 千株
市場東証1
業種鉱業
会計日本
EV/EBITDA5.2 倍
PBR0.3 倍
PSR・会予1.1 倍
ROA2.7 %
ROIC2.8 %
β1.55
決算3月末
設立日2006/4/3
上場日2006/4/3
配当・会予24 円
配当性向35.5 %
PEGレシオN/A
売上高(百万円)&収益性(%)
売上5y CAGR・予想:-3.6 %
利益(百万円)
営利5y CAGR・予想:-9.3 %
純利 CAGR・実績:N/A %
EPS(円) BPS(円)
配当(円)
健全性(%、倍)
セグメント別売上
セグメント別営業利益
セグメント別利益率
会社の詳細

 

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。

 

(画像は省略されました)


 

(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(proved reserves)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DeGolyer and MacNaughton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:Barrels of Oil Equivalent)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

20

778

183

4,632

236

153

2,288

-

6

19

2,732

5,583

拡張及び発見

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

買収及び売却

-

-

10

281

-

-

-

-

-

-

10

281

前年度分調整

(0)

(3)

4

181

68

5

138

-

(1)

19

209

203

期中生産量

(1)

(48)

(7)

(126)

(15)

(10)

(82)

-

(1)

(33)

(106)

(217)

  2019年3月31日時点

18

727

190

4,968

289

148

2,343

-

4

6

2,845

5,849

 持分法適用関連会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2018年3月31日時点

-

-

2

394

8

-

5

-

-

-

15

394

拡張及び発見

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

買収及び売却

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

前年度分調整

-

-

(0)

(44)

7

-

2

-

0

0

9

(44)

期中生産量

-

-

(0)

(20)

(2)

-

(2)

-

(0)

(0)

(5)

(20)

  2019年3月31日時点

-

-

2

330

12

-

5

-

-

-

20

330

確認埋蔵量
 2019年3月31日時点

18

727

192

5,298

301

148

2,349

-

4

6

2,864

6,179

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 連結対象会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年3月31日時点

18

727

190

4,968

289

148

2,343

-

4

6

2,845

5,849

拡張及び発見

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

買収及び売却

-

-

-

-

-

-

-

-

44

25

44

25

前年度分調整

1

33

(3)

32

23

56

136

-

0

14

157

135

期中生産量

(1)

(33)

(13)

(264)

(11)

(7)

(66)

-

(2)

(17)

(94)

(320)

  2019年12月31日時点

18

728

174

4,736

301

198

2,413

-

46

27

2,952

5,688

 持分法適用関連会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年3月31日時点

-

-

2

330

12

-

5

-

-

-

20

330

拡張及び発見

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

買収及び売却

-

-

-

-

(0)

-

-

-

-

-

(0)

-

前年度分調整

-

-

(0)

11

4

-

1

-

0

0

5

11

期中生産量

-

-

(0)

(17)

(2)

-

(1)

-

(0)

(0)

(3)

(17)

  2019年12月31日時点

-

-

2

324

15

-

5

-

-

-

22

324

確認埋蔵量
 2019年12月31日時点

18

728

176

5,060

315

198

2,419

-

46

27

2,974

6,012

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

確認開発埋蔵量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 連結対象会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年12月31日時点

18

728

152

3,440

254

198

1,581

-

8

6

2,012

4,370

 持分法適用関連会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年12月31日時点

-

-

1

184

13

-

4

-

-

-

18

184

確認未開発埋蔵量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 連結対象会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年12月31日時点

-

-

22

1,296

47

-

832

-

38

22

939

1,318

 持分法適用関連会社分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2019年12月31日時点

-

-

1

140

2

-

2

-

-

-

4

140

 

 

(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:Barrels of Oil Equivalent)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%)
 

3 MMbbls:百万バレル

4 Bcf: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

25,922,462

1,105,257

4,242,598

2,065,747

18,476,549

32,311

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

4,991,349

565,524

2,352,646

1,010,519

1,047,366

15,294

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

2,358,365

251,735

1,280,085

469,609

343,528

13,407

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

-

306,909

97,347

40,537

-

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

-

107,182

25,181

3,775

-

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

-

50,035

18,272

3,349

-

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

2,430,021

251,735

1,330,120

487,882

346,878

13,407

 

(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

24,132,722

1,132,190

3,354,557

1,912,255

17,447,487

286,233

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

4,356,817

543,964

1,765,491

970,779

989,532

87,052

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

2,190,703

245,664

1,078,864

461,304

363,543

41,329

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

-

314,808

104,199

36,401

-

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

-

127,328

47,732

5,035

-

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

-

65,235

35,548

4,286

-

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

2,295,772

245,664

1,144,099

496,852

367,829

41,329

 

(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)

2,430,021

251,735

1,280,085

469,609

343,528

13,407

71,657

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

119,929

641

60,670

14,496

38,932

650

4,540

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

332,568

351

(30,022)

55,374

253,367

2,158

51,340

時間の経過による増加

195,328

21,825

92,240

42,292

31,873

906

6,191

法人税の変動

498,195

10,885

70,221

13,211

404,403

-

(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)

2,295,772

245,664

1,078,864

461,304

363,543

41,329

105,069

 

(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。

 

 

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】

(業績等の概要)

(1) 経営成績等の状況の概要

当連結会計年度より当社および従来3月決算であった国内連結子会社の決算日を3月31日から12月31日に変更し、当社と連結子会社の決算日を12月31日に統一しました。この変更に伴い、経過期間となる当連結会計年度においては、9か月間の変則決算となります。(当社および仮決算子会社等は4月1日から12月31日までの9か月間、12月決算の連結子会社は1月1日から12月31日までの12か月間をそれぞれ連結対象期間としています。なお、仮決算子会社とは、決算日は12月31日であるものの、連結決算に与える影響が相対的に大きいため、従来3月31日に組み替えて決算を行っていた子会社であります。)

以下、増減については「前期同一期間」との比較で記載しています。(前期同一期間とは、当社および仮決算子会社は2018年4月1日から12月31日までを指し、12月決算の連結子会社は2018年1月1日から12月31日までを指します。)

(単位:百万円)

 

前期同一期間

当連結会計年度

増減額

増減率(%)

前連結会計年度

売上高

800,191

1,000,005

199,814

25.0

971,388

営業利益

413,668

498,641

84,972

20.5

474,281

経常利益

445,679

511,088

65,409

14.7

519,278

親会社株主に帰属する当期純利益

52,340

123,550

71,210

136.1

96,106

 

 

当期における世界経済は、米中貿易摩擦の長期化や中国経済の減速などの影響により、同時減速の警戒感が強まっております。我が国経済は、企業収益や雇用環境の改善に加え、個人消費にも持ち直しの動きが見られるなど、緩やかな回復基調で推移いたしましたが、輸出や設備投資の一部で弱さが長引くなど、先行きへの不透明感が増してきました。
 当社グループの業績に大きな影響を及ぼす国際原油価格は、代表的指標のひとつであるブレント原油(期近もの終値ベース)で当期は1バレル当たり69.01米ドルから始まりました。その後米国によるイラン制裁強化などの影響を受けて原油価格は4月下旬に一時74.57米ドルまで上昇したものの、米中貿易摩擦問題の長期化による世界経済減速への懸念や米国の原油在庫の増加などを受けて下落を続け、8月上旬には56.23米ドルまで値を下げました。相前後して、ホルムズ海峡にて日本の原油輸送タンカーが襲撃される事件や、サウジアラビアの石油施設攻撃を受けた一時的な生産停止など、中東の緊張感が高まったことにより油価急騰の局面も見られましたが、市場の想定よりも早く生産再開可能な観測が広がったこともあり、すぐに下落基調へ再転しました。その後、年末にかけて米中貿易協議進展への期待や、OPEC加盟国と非加盟国が協調減産枠の拡大を決定したことから緩やかな上昇を見せ、最終的には66.00米ドルで当期を終えております。また、国内におきましても、原油・石油製品価格は国際原油価格の変動に追従する形で推移いたしました。これらを反映して、当期における当社グループの原油の平均販売価格は、前期同一期間に比べ、1バレル当たり5.95米ドル下落し、65.61米ドルとなりました。

一方、業績に重要な影響を与えるもう一つの要因である為替相場ですが、当期は1米ドル111円台で始まりましたが、4月には米中協議に対する期待感や、米雇用統計及び中国貿易統計の良好な結果を受け、ドル買いが進み一時112円台へと上昇しました。しかし7月以降のFOMCによる利下げや、米国による中国への関税賦課の公表等により世界経済の不透明感が高まり、一時105円台まで円高が進行しました。その後は香港のデモ激化等がございましたが、10月の米国による対中関税引き上げの見送り等により、景気の不透明感が後退、ドル円は109円台を回復いたしました。期末公示仲値(TTM)は、前期末から1円46銭円高の109円55銭となりました。なお、当社グループ売上の期中平均レートは、前期同一期間に比べ、1円88銭円高の1米ドル108円84銭となりました。

 

当連結会計年度は、販売数量の増加により売上高が増加したことに加え、減損損失が減少したこと等から、連結売上高は1兆円(前期同一期間比25.0%増)、経常利益は5,110億円(同14.7%増)、親会社株主に帰属する当期純利益は1,235億円(同136.1%増)となりました。

 

セグメント別の業績は次のとおりであります。

 

(単位:百万円)

セグメント

売上高

セグメント損益

前期

同一期間

当連結

会計年度

増減率(%)

前期

同一期間

当連結

会計年度

増減率(%)

日本

96,232

97,038

0.8

21,875

13,156

△39.9

アジア・オセアニア

55,145

240,927

336.9

11,544

117,801

920.4

ユーラシア(欧州・NIS諸国)

88,439

79,054

△10.6

25,474

20,806

△18.3

中東・アフリカ

552,063

569,166

3.1

377,019

364,467

△3.3

米州

8,308

13,819

66.3

△7,237

△6,545

△9.6

報告セグメント計

800,191

1,000,005

25.0

428,677

509,685

18.9

調整額

△15,008

△11,044

△26.4

合計

800,191

1,000,005

25.0

413,668

498,641

20.5

 

 

①日本

ガス価の上昇により、売上高は前期同一期間比8億円、0.8%増の970億円となりましたが、売上原価の増加等により、営業利益は前期同一期間比87億円、39.9%減の131億円となりました。

②アジア・オセアニア
 販売数量の増加により、売上高は前期同一期間比1,857億円、336.9%増の2,409億円となり、営業利益は前期同一期間比1,062億円、920.4%増の1,178億円となりました。
③ユーラシア(欧州・NIS諸国)
 油価の下落により、売上高は前期同一期間比93億円、10.6%減の790億円となり、営業利益は前期同一期間比46億円、18.3%減の208億円となりました。
④中東・アフリカ
 販売数量の増加により、売上高は前期同一期間比171億円、3.1%増の5,691億円となりましたが、探鉱費の増加等により、営業利益は前期同一期間比125億円、3.3%減の3,644億円となりました。
⑤米州

販売数量の増加により、売上高は前期同一期間比55億円、66.3%増の138億円となり、営業損失は前期同一期間比6億円、9.6%減の65億円となりました。

 

当連結会計年度末の総資産は無形固定資産及び投資その他の資産が増加したことにより、前連結会計年度比564億円増加の4兆8,499億円となりました。一方、負債は前連結会計年度末比168億円増加の1兆5,528億円となり、純資産は前連結会計年度末比395億円増加の3兆2,971億円となりました。

 

(2) キャッシュ・フローの状況

当連結会計年度は、決算期の変更により、9か月間の変則決算となります。このため、前連結会計年度比は記載しておりません。
 当連結会計年度末における連結ベースの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の2,396億円から当連結会計年度中に減少した資金658億円を差し引いた1,737億円となりました。

当連結会計年度における営業活動、投資活動及び財務活動によるキャッシュ・フローの状況及びそれらの要因は次のとおりであります。
  なお、現金及び現金同等物に係る換算差額により、資金が32億円減少しております。

 

(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2,747億円となりました。これは主に、法人税等の支払額があったものの、税金等調整前当期純利益や非資金項目である減価償却費の計上があったことによるものです。

 

(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2,887億円となりました。これは主に、有形固定資産の取得による支出や長期貸付けによる支出によるものです。

 

(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486億円となりました。これは主に、配当金の支払額によるものです。

 

 

(生産、受注及び販売の状況)

(1) 生産実績

当連結会計年度における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。

セグメントの名称

区分

当連結会計年度
(自 2019年4月1日
  至 2019年12月31日)

調整後増減率
(%)

日本

原油

0.9百万バレル

△7.3

(日量3.1千バレル)

天然ガス

32.6十億CF

△8.9

(日量118.6百万CF)

小計

7.0百万BOE

△8.7

(日量25.4千BOE)

ヨード

376.1t

△9.6

発電

151.7百万kWh

2.3

アジア・オセアニア

原油

13.1百万バレル

310.8

(日量47.7千バレル)

天然ガス

280.4十億CF

304.9

(日量1,019.7百万CF)

小計

66.8百万BOE

338.9

(日量243.0千BOE)

発電

286.9百万kWh

△11.4

-ユーラシア
(欧州・NIS諸国)

原油

13.1百万バレル

3.5

(日量47.7千バレル)

天然ガス

6.7十億CF

△9.4

(日量24.5百万CF)

小計

14.3百万BOE

2.3

(日量52.1千BOE)

硫黄

64.8千t

1.9

中東・アフリカ

原油

67.3百万バレル

5.1

(日量244.6千バレル)

米州

原油

2.5百万バレル

179.4

(日量9.2千バレル)

天然ガス

17.5十億CF

△32.1

(日量63.6百万CF)

小計

5.8百万BOE

4.4

(日量21.0千BOE)

合計

原油

96.9百万バレル

18.6

(日量352.4千バレル)

天然ガス

337.3十億CF

143.9

(日量1,226.4百万CF)

小計

161.2百万BOE

51.5

(日量586.2千BOE)

ヨード

376.1t

△9.6

発電

438.6百万kWh

△7.1

硫黄

64.8千t

1.9

 

(注) 1 海外で生産されたLPGは原油に含みます。

2 原油及び天然ガス生産量の一部は、発電燃料として使用しております。

3 上記の生産量は持分法適用関連会社の持分を含みます。また、上記の生産量は連結子会社及び持分法適用関連会社の決算日にかか
わらず、4月1日から12月31日の実績となっております。

4 「調整後増減率」は、前第3四半期連結累計期間との比較であります。

5 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おります。なお、当社グループの権益比率ベースの生産量は、原油107.7百万バレル(日量391.5千バレル)、天然ガス348.9十億CF(日量1,268.6百万CF)、合計174.0百万BOE(日量632.9千BOE)となります。

6 BOE(Barrels of Oil Equivalent)原油換算量。

7 ヨードは、他社への委託精製によるものであります。

8 数量は小数点第2位を四捨五入しております。

 

 

(2) 受注実績

当社グループの販売実績のうち、受注高が占める割合は僅少であるため受注実績の記載は省略しております。

 

(3) 販売実績

当連結会計年度における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。

セグメントの名称

区分

当連結会計年度
(自 2019年4月1日
  至 2019年12月31日)

調整後増減率
(%)

販売量

 売上高
 (百万円)

販売量

売上高

日本

原油

499千バレル

3,647

△15.1

△28.2

天然ガス(LPGを除く)

56,242百万CF

80,282

△1.5

1.6

LPG

3千バレル

16

△19.7

△33.3

その他

13,092

8.1

小計

97,038

0.8

アジア・オセアニア

原油

14,008千バレル

101,577

327.3

306.3

天然ガス(LPGを除く)

262,903百万CF

136,237

351.9

370.8

LPG

409千バレル

3,112

104.7

158.9

小計

240,927

336.9

ユーラシア
(欧州・NIS諸国)

原油

11,272千バレル

77,867

0.9

△10.3

天然ガス(LPGを除く)

6,720百万CF

1,412

△9.5

△3.5

その他

△225

小計

79,054

△10.6

中東・アフリカ

原油

79,147千バレル

569,166

14.4

3.1

米州

原油

2,024千バレル

11,781

117.7

90.1

天然ガス(LPGを除く)

19,317百万CF

2,038

△45.2

△3.4

小計

13,819

66.3

合計

原油

106,950千バレル

764,039

25.6

13.2

天然ガス(LPGを除く)

345,182百万CF

219,970

118.6

97.2

LPG

412千バレル

3,128

102.7

155.0

その他

12,867

5.0

合計

1,000,005

25.0

 

(注) 1 上記の金額には、消費税等は含まれておりません。

2 「調整後増減率」は、前連結会計年度の実績を当連結会計年度と同一の期間に組み替えた「前期同一期間」との比較であります。

3 販売量は、単位未満を四捨五入しております。

4 主要相手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。

 

 

前連結会計年度(自 2018年4月1日 至 2019年3月31日)

相手先

金額
(百万円)

割合
(%)

JXTGエネルギー(株)

99,554

10.2

 

 

当連結会計年度(自 2019年4月1日 至 2019年12月31日)

相手先

金額
(百万円)

割合
(%)

Shell International Eastern Trading Company

124,787

12.5

Ichthys LNG Pty Ltd

110,689

11.1

JXTGエネルギー(株)

108,496

10.8

 

 

主要な販売価格の変動については、「(業績等の概要)」に記載しております。

 

 

(経営成績等の状況の分析)

(1) 経営成績の分析

① 概要

当連結会計年度は、売上高が前期同一期間に比べ25.0%増の1兆円、親会社株主に帰属する当期純利益が前期同一期間に比べ136.1%増の1,235億円となりました。

当社グループは原油及び天然ガスの探鉱、開発、生産事業を行っており、また、確認埋蔵量の9割超は海外であることから、当社グループの業績は原油及び天然ガスの価格ならびに為替レートの変動に大きく左右されます。また、保有する埋蔵量は生産活動により減少するため、油田買収や探鉱活動による新たな埋蔵量の発見が不可欠となっております。当社グループでは探鉱投資に係る費用について会計上保守的に認識しており、コンセッション契約の場合には100%営業費用に計上しております。また、生産分与契約に基づき投下した探鉱プロジェクトの探鉱作業費については100%引当て、営業外費用に計上しております。

② 売上高

当連結会計年度の売上高は1兆円で、このうち、原油売上高は7,640億円と前期同一期間の6,751億円と比べ888億円、13.2%の増収、天然ガス売上高は2,230億円と前期同一期間の1,127億円と比べ1,103億円、97.8%の増収、その他の売上高は128億円と前連結会計年度の122億円と比べ6億円、5.0%の増収となりました。

当連結会計年度の販売数量は、原油が前期同一期間と比べ21,812千バレル、25.6%増の106,950千バレルとなり、天然ガスは、前期同一期間と比べ187,257百万立方フィート、118.6%増の345,182百万立方フィートとなりました。このうち、海外天然ガスは、前期同一期間と比べ188,112百万立方フィート、186.6%増の288,940百万立方フィート、国内天然ガスは、前期同一期間と比べ23百万立方メートル、1.5%減の1,507百万立方メートル、立方フィート換算では56,242百万立方フィートとなっております。販売価格は、海外原油売上の平均価格が1バレル当たり65.61米ドルとなり、前期同一期間と比べ5.95米ドル、8.3%下落、海外天然ガス売上の平均価格は千立方フィート当たり4.45米ドルとなり、前期同一期間と比べ1.51米ドル、51.4%上昇、また、国内天然ガスの平均価格は立方メートル当たり53円27銭となり、前期同一期間と比べ1円62銭、3.1%上昇しております。売上高の平均為替レートは1米ドル108円84銭となり、前期同一期間と比べ1円88銭、1.7%の円高となりました。

当連結会計年度の売上高の増加額1,998億円を要因別に分析しますと、販売数量の増加により2,335億円の増収、平均単価の下落により195億円の減収、売上の平均為替レートが円高となったことにより148億円の減収、その他の売上高が6億円の増収となりました。

③ 営業利益

当連結会計年度の売上原価は4,247億円と前期同一期間の3,268億円と比べ978億円、29.9%増加しております。探鉱費は154億円と前期同一期間の35億円と比べ119億円の増加、販売費及び一般管理費は612億円と前期同一期間の561億円と比べ50億円、9.1%の増加となりました。
 以上の結果、当連結会計年度における営業利益は4,986億円と前期同一期間の4,136億円と比べ849億円、20.5%の増益となりました。

④ 経常利益

当連結会計年度の営業外収益は447億円と前期同一期間の523億円と比べ75億円、14.4%減少しております。これは、受取補償金の剥落等によるものです。営業外費用は323億円と前期同一期間の203億円と比べ120億円、59.2%の増加となりました。これは、支払利息の増加等によるものです。

以上の結果、当連結会計年度における経常利益は5,110億円と前期同一期間の4,456億円と比べ654億円、14.7%の増益となりました。

 

⑤ 親会社株主に帰属する当期純利益

当連結会計年度は、特別損失として減損損失7億円を計上しており、法人税、住民税及び事業税と法人税等調整額の合計額は3,857億円と前期同一期間の3,637億円と比べ219億円、6.0%の増加となりました。また、非支配株主に帰属する当期純利益は10億円となりました。

以上の結果、当連結会計年度における親会社株主に帰属する当期純利益は1,235億円と前連結会計年度の523億円と比べ712億円、136.1%の増益となりました。

⑥ セグメント情報

セグメント別の売上高、営業利益については、「(業績等の概要)」に記載しております。

 

(2) 財政状態の分析

① 資金の調達及び流動性

石油・天然ガスの探鉱・開発活動及び天然ガス供給インフラ施設等の建設においては多額の資金を必要とするため、内部留保による手許資金のほかに、外部からも資金を調達しております。探鉱資金については手許資金及び外部からの出資により、また、開発資金及び天然ガス供給インフラ施設等の建設資金については手許資金及び借入により調達することを基本方針としております。現在、開発資金借入については国際協力銀行及び市中銀行等から融資を受けており、これら融資に関しては、独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構の保証制度を活用しています。また、国内の天然ガス供給インフラ施設等の建設資金借入については、日本政策投資銀行及び市中銀行からの融資を受けております。なお、イクシスLNGプロジェクトでは、当期も持分法適用関連会社である、イクシス下流事業会社(Ichthys LNG Pty Ltd)を借入人として、国内外の輸出信用機関及び市中銀行からプロジェクトファイナンスの借入等を行っております。

資金の流動性については、短期の運転資金のほかに、油価の急な下落に備え、また油ガス田権益買収の際に迅速に対応するため、一定の手厚い手許資金を保有することを基本方針としており、これら手許資金は、安全性、流動性の高い金融商品で運用することを原則としています。現状の手許資金を梃子に、財務の健全性を維持しながら事業拡大を図ることで、長期的に資本効率の向上を目指すのが当社の戦略です。

② 財政状態の分析

当連結会計年度末における総資産は4兆8,499億円となり、前連結会計年度末の4兆7,935億円と比較して、564億円の増加となりました。このうち流動資産は4,198億円で、現金及び預金の減少等により前連結会計年度末比379億円の減少となりました。固定資産は4兆4,301億円で、無形固定資産及び投資その他の資産の増加等により前連結会計年度末比943億円の増加となりました。

一方、負債は1兆5,528億円で、前連結会計年度末の1兆5,359億円と比較して168億円の増加となりました。このうち流動負債は4,014億円で、前連結会計年度末比294億円の増加、固定負債は1兆1,513億円で、前連結会計年度末比126億円の減少となりました。

純資産は3兆2,971億円となり、前連結会計年度末と比較して395億円の増加となりました。このうち、株主資本は2兆7,227億円で、前連結会計年度末比849億円の増加となりました。その他の包括利益累計額は3,179億円で、前連結会計年度末比506億円の減少、非支配株主持分は2,564億円で、前連結会計年度末比52億円の増加となりました。

 

 セグメント別の財政状態の分析は次のとおりであります。 

a)日本

主に有形固定資産が減少したことにより、セグメント資産は前連結会計年度末と比較して167億円、5.8%減の2,745億円となりました。

b)アジア・オセアニア
 主に投資その他の資産が増加したことにより、セグメント資産は前連結会計年度末と比較して921億円、3.1%増の3兆636億円となりました。

 

c)ユーラシア(欧州・NIS諸国)
 主に投資その他の資産が減少したことにより、セグメント資産は前連結会計年度末と比較して40億円、0.7%減の5,969億円となりました。
d)中東・アフリカ
 主に流動資産が増加したことにより、セグメント資産は前連結会計年度末と比較して316億円、6.0%増の5,620億円となりました。
e)米州

主に無形固定資産が増加したことにより、セグメント資産は前連結会計年度末と比較して403億円、95.3%増の826億円となりました。

 

 なお、本項の記載中、将来に関する事項については、本書提出日現在での当社グループの判断であり、今後の社会経済情勢等の諸状況により変更されることがあります。
 
(セグメント情報等)

【セグメント情報】

 

1.報告セグメントの概要

当社グループの石油・天然ガス開発事業は、取締役会がグループ経営上の重要な意思決定を、分離された財務情報が入手可能な鉱区等の単位で行っております。当社はグローバルに石油・天然ガス開発事業を展開していることから、鉱区等を地域ごとに集約して、「日本」、「アジア・オセアニア」(主にインドネシア、オーストラリア、東ティモール)、「ユーラシア(欧州・NIS諸国)」(主にアゼルバイジャン、カザフスタン)、「中東・アフリカ」(主にアラブ首長国連邦)及び「米州」を報告セグメントとしております。

各報告セグメントでは石油・天然ガスの生産を行っております。また、「日本」セグメントでは天然ガス・石油製品等の仕入・販売も行っております。

 

2.報告セグメントごとの売上高、利益又は損失、資産その他の項目の金額の算定方法

報告されている事業セグメントの会計処理の方法は、「連結財務諸表作成のための基本となる重要な事項」における記載と概ね同一であります。セグメント間の売上高は、第三者間取引価格に基づいております。

 

3.報告セグメントごとの売上高、利益又は損失、資産その他の項目の金額に関する情報

前連結会計年度(自  2018年4月1日  至  2019年3月31日)

 

(単位:百万円)

 

報告セグメント

調整額

(注1)

連結財務諸表計上額

(注2)

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

売上高

 

 

 

 

 

 

 

 

  外部顧客への売上高

140,311

91,630

116,718

614,420

8,308

971,388

971,388

  セグメント間の内部

  売上高又は振替高

4,810

4,810

△4,810

140,311

96,440

116,718

614,420

8,308

976,199

△4,810

971,388

セグメント利益又は損失(△)

29,210

27,336

31,405

412,064

△8,751

491,264

△16,983

474,281

セグメント資産

291,284

2,971,494

600,987

530,432

42,317

4,436,516

357,029

4,793,545

その他の項目

 

 

 

 

 

 

 

 

  減価償却費

17,561

34,134

7,092

38,769

7,957

105,515

1,384

106,899

  のれんの償却額

△192

△192

6,952

6,760

  持分法適用会社への

投資額

1,921

301,699

8,117

22,771

334,511

1,473

335,984

  有形固定資産及び

  無形固定資産の増加額

3,865

241,755

6,388

61,437

3,476

316,924

777

317,701

 

(注)  1 (1) セグメント利益の調整額△16,983百万円は、セグメント間取引消去13百万円及び各報告セグメントに配分していない全社費用△16,996百万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係る費用であります。

(2) セグメント資産の調整額357,029百万円は、セグメント間取引消去△1百万円及び各報告セグメントに配分していない全社資産357,030百万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、投資有価証券及び管理部門に係る資産であります。

(3) 減価償却費の調整額1,384百万円は、主に管理部門の資産に係る減価償却費であります。

(4) のれんの償却額の調整額6,952百万円は各報告セグメントに配分していないのれんの償却額であります。

(5) 持分法適用会社への投資額の調整額1,473百万円は各報告セグメントに配分していない持分法適用会社への投資額であります。

(6) 有形固定資産及び無形固定資産の増加額の調整額777百万円は、主に管理部門に係る設備投資額であります。

      2  セグメント利益は、連結損益計算書の営業利益と調整しております。

 

 

当連結会計年度(自  2019年4月1日  至  2019年12月31日)

 

(単位:百万円)

 

報告セグメント

調整額

(注1)

連結財務諸表計上額

(注2)

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

売上高

 

 

 

 

 

 

 

 

  外部顧客への売上高

97,038

240,927

79,054

569,166

13,819

1,000,005

1,000,005

  セグメント間の内部

  売上高又は振替高

4,465

4,465

△4,465

97,038

245,392

79,054

569,166

13,819

1,004,470

△4,465

1,000,005

セグメント利益又は損失(△)

13,156

117,801

20,806

364,467

△6,545

509,685

△11,044

498,641

セグメント資産

274,520

3,063,677

596,930

562,032

82,630

4,579,791

270,203

4,849,995

その他の項目

 

 

 

 

 

 

 

 

  減価償却費

11,685

72,890

5,004

37,410

7,811

134,802

826

135,629

  のれんの償却額

△192

△192

5,214

5,022

  持分法適用会社への

投資額

1,904

257,139

12,440

24,421

295,905

1,060

296,965

  有形固定資産及び

  無形固定資産の増加額

2,598

74,784

6,736

52,384

49,110

185,614

997

186,612

 

(注)  1 (1) セグメント利益の調整額△11,044百万円は、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係る費用であります。

(2) セグメント資産の調整額270,203百万円は、セグメント間取引消去△385百万円及び各報告セグメントに配分していない全社資産270,589百万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、投資有価証券及び管理部門に係る資産であります。

(3) 減価償却費の調整額826百万円は、主に管理部門の資産に係る減価償却費であります。

(4) のれんの償却額の調整額5,214百万円は各報告セグメントに配分していないのれんの償却額であります。

(5) 持分法適用会社への投資額の調整額1,060百万円は各報告セグメントに配分していない持分法適用会社への投資額であります。

(6) 有形固定資産及び無形固定資産の増加額の調整額997百万円は、主に管理部門に係る設備投資額であります。

      2  セグメント利益は、連結損益計算書の営業利益と調整しております。

 

 

【関連情報】

前連結会計年度(自  2018年4月1日  至  2019年3月31日)

1. 製品及びサービスごとの情報

(単位:百万円)

 

原油

天然ガス
(LPGを除く)

LPG

その他

合計

外部顧客への売上高

782,695

169,205

1,504

17,983

971,388

 

 

2. 地域ごとの情報

(1) 売上高

(単位:百万円)

日本

アジア・オセアニア

その他

合計

423,090

378,956

169,342

971,388

 

(注)売上高は最終仕向地及び販売先を基準とし、国又は地域に分類しております。

 

(2) 有形固定資産

(単位:百万円)

日本

オーストラリア

アラブ首長国連邦

その他

合計

245,338

1,774,223

228,920

30,512

2,278,994

 

 

3. 主要な顧客ごとの情報

(単位:百万円)

顧客の名称又は氏名

売上高

関連するセグメント名

JXTGエネルギー(株)

99,554

中東・アフリカ

 

 

当連結会計年度(自  2019年4月1日  至  2019年12月31日)

1. 製品及びサービスごとの情報

(単位:百万円)

 

原油

天然ガス
(LPGを除く)

LPG

その他

合計

外部顧客への売上高

764,039

219,970

3,128

12,867

1,000,005

 

 

2. 地域ごとの情報

(1) 売上高

(単位:百万円)

日本

アジア・オセアニア

その他

合計

461,267

408,140

130,597

1,000,005

 

(注)売上高は最終仕向地及び販売先を基準とし、国又は地域に分類しております。

 

(2) 有形固定資産

(単位:百万円)

日本

オーストラリア

アラブ首長国連邦

その他

合計

235,211

1,751,009

247,419

41,732

2,275,372

 

 

 

3. 主要な顧客ごとの情報

(単位:百万円)

顧客の名称又は氏名

売上高

関連するセグメント名

Shell International Eastern Trading Company

124,787

中東・アフリカ

Ichthys LNG Pty Ltd

110,689

アジア・オセアニア

JXTGエネルギー(株)

108,496

中東・アフリカ

 

 

【報告セグメントごとの固定資産の減損損失に関する情報】

前連結会計年度(自  2018年4月1日  至  2019年3月31日)

(単位:百万円)

 

報告セグメント

全社・消去

合計

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

減損損失

5,547

10,085

9,603

25,236

25,236

 

 

当連結会計年度(自  2019年4月1日  至  2019年12月31日)

(単位:百万円)

 

報告セグメント

全社・消去

合計

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

減損損失

796

796

796

 

 

【報告セグメントごとののれんの償却額及び未償却残高に関する情報】

前連結会計年度(自  2018年4月1日  至  2019年3月31日)

(単位:百万円)

 

報告セグメント

全社・消去

(注2)

合計

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

(注1)

当期末残高

△1,393

△1,393

48,670

47,276

 

(注)  1 2010年4月1日前に行われた企業結合等により発生した負ののれんの未償却残高であり、のれんと相殺しております。

      2 報告セグメントに帰属しない全社ののれんの未償却残高であります。

      3  のれんの償却額に関しては、セグメント情報に同様の記載を開示しているため、記載を省略しております。

 

当連結会計年度(自  2019年4月1日  至  2019年12月31日)

(単位:百万円)

 

報告セグメント

全社・消去

(注2)

合計

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

(注1)

当期末残高

△1,249

△1,249

43,455

42,206

 

(注)  1 2010年4月1日前に行われた企業結合等により発生した負ののれんの未償却残高であり、のれんと相殺しております。

      2 報告セグメントに帰属しない全社ののれんの未償却残高であります。

      3  のれんの償却額に関しては、セグメント情報に同様の記載を開示しているため、記載を省略しております。

 

【報告セグメントごとの負ののれん発生益に関する情報】

該当事項はありません。

1 【経営方針、経営環境及び対処すべき課題等】

(1)経営方針、経営戦略、経営計画、経営環境及び対処すべき課題

当社グループを取り巻く経営環境として、中長期的には世界の中間層人口の拡大、新興国を中心とした経済成長等により、一次エネルギー需要は持続的に増加すると見込まれています。石油の需要は、今後も堅調に推移すると見込まれていますが、他の化石燃料と比較してCO2の排出が少ない天然ガスと、環境負荷が小さい再生可能エネルギーの需要は長期的に大幅に増加すると見込まれています。
 日本では、安定的なエネルギー供給と石油・天然ガスの自主開発比率の向上が課題となっており、日本政府による2030年度の自主開発比率目標40%以上に対して、2017年度・2018年度の実績は30%未満の水準となっております。
 他方、2015年に採択されたパリ協定では世界共通の長期目標として、産業革命前からの平均気温上昇を2℃未満に抑え、さらに1.5℃に抑える努力をする目標が設定され、温室効果ガスの削減と低炭素社会の実現に向けた国際社会全体での積極的な取り組みが求められています。
 こうした経営環境の認識を踏まえ、当社は、2018年5月に「ビジョン2040 -エネルギーの未来に応える-」を策定しました。「エネルギーの開発・生産・供給を、持続可能な形で実現することを通じて、より豊かな社会づくりに貢献する」という経営理念のもと、当社グループは日本をはじめとする世界のエネルギー需要に応えていくことで、社会にとってかけがえのないリーディングエネルギーカンパニーとなることを目指します。
その実現に向け、①石油・天然ガス上流事業の持続的成長を通じて、同分野でトップクラスを目指すとともに、②グローバルガスバリューチェーンを構築し、天然ガス供給拡大と柔軟なLNG供給体制を整備し、③再生可能エネルギーの取り組みを強化し、気候変動対応を見据えつつ、将来の成長分野での事業拡大を図ってまいります。そして、企業として果たすべき社会的責任や様々なステークホルダーの皆様からの期待を強く認識し、CSR経営を推進することで長期的に企業価値を向上させるとともに、活力に満ちた企業風土を醸成し、社員と会社が共に成長する企業となることを目指します。
 同じく2018年5月には、「ビジョン2040」に併せて「中期経営計画2018‐2022 -Growth & Value Creation-」を策定し、同ビジョンの達成に向けた2018年度から2022年度の具体的な取り組み及び目標を掲げております。
  さらに、効率的な事業遂行体制を維持・強化すべく、個別プロジェクトごとの投資の見直しや操業費及び本社管理費等の間接経費の節減を引き続き進めており、原油換算1バレル当たりの生産コスト(ロイヤリティ除く)は2015年3月期10.9ドル、2016年3月期7.6ドル、2017年3月期5.9ドル、2018年3月期5.9ドル、2019年3月期5.7ドル、2019年12月期5.3ドルと着実に低減しております。
 上記の経営環境の認識及び中長期的な経営方針を踏まえ、当社グループは、ビジョン2040及び中期経営計画に掲げる事業目標の達成とこれを支える基盤整備に向け、以下のとおり継続的かつ確実な取り組みを進めております。
 
1.事業目標
①石油・天然ガス上流事業の持続的成長
  当社グループは、コアビジネスである石油・天然ガス上流事業において、新規探鉱の推進、効率的な操業や油ガス田の回収率向上等による既存開発・生産プロジェクトの価値向上、戦略的な資産買収やM&Aの実行、面的な事業展開を可能とするコアエリアの充実と拡大、当社技術力の向上につながるオペレータープロジェクトの遂行を進めてまいります。
 また、これらを通じて、(1)地域や事業ステージなどにおいてバランスの取れたポートフォリオの構築、(2)オペレーターとしてイクシス・アバディの安定的、効率的な開発・操業の実現、(3)既存プロジェクトに加え、新規探鉱の成功、資産買収などによる次の成長プロジェクトの創出、という成長に必要な3つの要素を獲得し、当社のポートフォリオを質・量ともに大きく成長させることで、持続的成長の実現を目指してまいります。
 具体的には、長期的にネット生産量日量100万バレルを展望した埋蔵量の維持・拡大、純利益及び営業キャッシュフローの大幅な拡大と資本効率性の向上の実現により、2040年に向けて生産量・埋蔵量・収益力・技術力などにおいて国際大手石油会社トップ10へと成長することを目指します。
 
・オーストラリアのイクシスLNGプロジェクトについては、2018年7月に生産井からのガス生産を開始し、10月以降、LNG、LPG、コンデンセートについて順次出荷を開始しました。その後、生産施設・設備の調整を行いつつ生産量を徐々に増加させてきましたが、生産量は、当初の想定より早いペースで順調に増加しており、2019年11月には累計100隻となるLNGタンカーの出荷を達成し、年度末にはほぼ所期の生産量を継続できる状態になってきております。今後は、これらの操業状況を維持し、年間を通じ安全かつ安定した生産操業及び製品供給を行ってまいります。
・同じくオーストラリアの西豪州沖合WA-44-L鉱区プレリュードFLNGプロジェクトにおいては、2018年12月に生産井からガス生産を開始した後、2019年6月にLNGカーゴの出荷を開始いたしました。現在は着実な生産量の増加と安定操業を目指し生産を継続中です。
・インドネシアのアバディLNGプロジェクトについては、2018年の概念設計(Pre-FEED)作業を踏まえた経済性確保を含むインドネシア政府当局との協議の結果、2019年7月に、年産950万トンの陸上LNG方式による改定開発計画(POD)が同政府より承認されました。併せて、同鉱区の契約期限が2055年まで延長されております。現在は、2020年代後半の生産開始を目指し、基本設計(FEED)作業の準備を進めております。
・アラブ首長国連邦でのアブダビ事業については、アブダビ沖合の油田群及びアブダビ陸上のADCO鉱区において、順調に原油の生産を継続しております。また、下部ザクム油田のアセットリーダーとして、当社の人材・技術を同油田の開発・生産事業に重点的に投入し、同油田のオペレーター会社であるADNOC Offshore社に対し、開発・生産に関する助言を行うとともに、同社と緊密に連携し、プロジェクトの最適化に取り組んでおります。なお、2019年3月にはアブダビの探鉱公開入札にて、陸上のBlock4鉱区落札に成功し、以降、探鉱活動に取り組んでおります。
 
 今後も新規埋蔵量獲得に向けた探鉱活動、優良プロジェクトへの参入機会の追求を行ってまいります。
 
②グローバルガスバリューチェーンの構築
  当社グループは、国内天然ガス開発・供給事業については既存インフラの活用による安定供給と他社との連携による供給量の拡大、インドネシアをはじめとするアジアなどの成長市場においてはガス需要の開拓を進め、輸送能力・需給調整能力を含むグローバルなトレーディング機能の維持・強化を通じて、天然ガス事業の持続的な価値向上に努めてまいります。そして、2040年に向けて日本のみならずアジア・オセアニアを中心とした地域で天然ガス開発・供給の主要プレーヤーとなることを目指します。
 
・上越市の直江津LNG基地(受入基地)も安全安定操業を継続しており、約1,500kmに亘る天然ガスパイプラインネットワークのうち、長野県内で2019年10月に台風19号による被害を一部受けましたが、順調にガスの安定供給を行っております。
・国内のエネルギー市場では、電力・ガスの垣根を越えた競争が激しさを増す中で、多様化する天然ガス利用に関する顧客ニーズに応じた需要開発に注力しております。具体的には、従来型の燃料転換の提案に加え、自然災害への対応力を高める分散型発電システムを活用した提案やエネルギーサービス事業への参入等の取り組みを鋭意進めております。また、ガス卸先の都市ガス事業者と連携して電力販売事業への取り組みを着実に進めるとともに、新たに、都市ガス事業者が地域と繋がり、顧客・経営基盤を強化していく活動を支援するプログラム「INPEX 4U Challenge Lab」の取り組みを開始しました。
・温室効果ガス削減の有効な手段の一つとして期待される船舶へのLNG燃料供給(バンカリング)事業においては、ADNOCグループとUAEにおける事業化の協議を継続するとともに、東南アジアを始めとする地域におけるLNGバンカリングネットワーク拡大も追求しております。
 
  引き続き、グローバルガスバリューチェーンの構築に向け、取り組んでまいります。
 
③再生可能エネルギーの取り組みの強化
  当社グループは、地熱発電事業及び風力発電事業等の再生可能エネルギー事業への参入の拡大により、長期的に当社グループのポートフォリオの1割を再生可能エネルギー事業とすることを目指します。併せて温室効果ガスの削減に関連する研究開発も継続して進めてまいります。これらを通じて気候変動へ適切に対応し、長期的な再生可能エネルギー需要の増加に応えてまいります。
 
・秋田県小安地域において地熱発電の事業化に向けた調査を行っており、2018年12月より環境アセスメントを実施しております。また、福島県における共同地熱調査では、吾妻安達太良地域の調査に向けた準備を進めております。
・インドネシア北スマトラ州サルーラ地区で推進しておりますサルーラ地熱IPP事業において、2017年の第1号機・第2号機に続き、2018年には第3号機がそれぞれ商業運転を開始し、総出力約330MWにて順調に発電を継続しています。
・南長岡ガス田において、天然ガス生産時に付随して出される二酸化炭素(CO2)と、水の電気分解によって製造された水素を合成することによりメタンを製造する試験設備を2019年10月に完成させ、実証試験を開始しており、カーボンリサイクル技術の一つであるメタネーション技術の確立を目指してまいります。
 
  これら事業目標を達成するための基盤整備については、以下の取り組みを継続してまいります。
 
2.基盤整備
①CSR経営の強化
  当社グループは、当社グループの事業及びステークホルダー双方にとって重要度の高い6つの重点テーマとして、ガバナンス・コンプライアンス・HSE・地域社会・気候変動対応・従業員を特定し、CSR経営の実践を通じた事業と社会の持続的発展に努めてまいります。
 
・本事業年度は「中期経営計画 2018-2022」の2年目にあたり、2017年に策定した人権方針、昨年策定の税務方針及びグローバル贈収賄・汚職防止方針に基づいた、英国現代奴隷法ステートメントの開示、取締役会の実効性評価、贈収賄・汚職防止に係るリスク評価等の継続的取り組み(PDCAサイクル)に注力し、取締役会の実効性評価も適切に実施し、ガバナンス及びコンプライアンスの更なる強化に取り組んでおります。当社は持続的な成長と中長期的な企業価値の向上を図るため、これらの方針に基づき、法令遵守、企業倫理の徹底、経営の透明性確保に努めてまいります。
 
②気候変動対応の推進
 当社グループは、気候変動対応の基本方針に基づき、パリ協定の長期目標を踏まえた低炭素社会へ積極的に対応すべく、ガバナンス体制を強化するとともに、業務執行体制を整備し、事業戦略、リスク及び機会の評価、排出量管理の各分野で取り組みを進めてまいります。
 
・2015年12月に発表したポジションペーパー「気候変動対応の基本方針」(2018年7月改定)に基づき、パリ協定の長期目標を踏まえた低炭素社会へ積極的に対応してまいります。
・また、2018年5月には「ビジョン2040」及び「中期経営計画」において、TCFD提言(2017年6月の金融安定理事会(FSB)作業部会(TCFD:Task Force on Climate-related Financial Disclosures)による提言)に沿った取り組み及び情報開示を進めていくことを表明しています。石油・天然ガス開発企業としての責任ある役割を踏まえ、ガバナンス体制を強化し、事業戦略、リスク及び機会の評価、並びに排出量管理の各分野で取り組みを持続的に推進していきます。
・具体的には、各国の政策移行リスクに対してインターナルカーボンプライス($35/tCO2-e)及びIEAの2℃シナリオの油価・カーボンプライスを適用し、プロジェクトの経済性評価に反映しています。
 
③HSE
 当社グループは、環境安全方針の宣言のもと、グローバル水準のHSEマネジメントシステムを経営層から従業員までが真摯に実行し、経営の最優先課題である、労働災害の防止、職場における安全と健康の確保、環境の保全に努めております。
 
・HSEマネジメントシステムについては継続的な整備を実施しております。また、HSEマネジメントシステムの実行を担保するために、HSE監査及びレビューの強化、HSE技術支援の強化を、全ての事業活動に対して実施しております。
・火災・爆発等の重大災害防止のために、プロセスセーフティ管理の強化を継続しており、セーフティケースの作成、設備の健全性のレビュー、リスク管理の強化を実施しています。万が一、事故が発生した場合に備えて、訓練を通じて、緊急時・危機対応能力の強化にも努めております。
・本社経営層による現場訪問の頻度を増やすと同時に、操業現場の責任者による国内外の現場訪問の機会を創出しました。この活動により、本社経営層、リーダー層そして現場従業員の間で、HSEに関して率直な意見交換、議論を継続して行っています。また、オペレータープロジェクトのHSEリスク管理状況を把握すべく、経営層による定期的なレビューを実施しています。さらに、環境への負荷を低減すべく、環境リスクの見直しと全社的な管理の方法についても検討を実施しました。
・現場がHSE活動の当事者、現場のHSE管理力が当社の競争力と認識し、現場におけるHSE活動を強力に推進しております。今後もこれらの活動を通じて、組織と個人がHSEに対する前向きな意識と姿勢を高めることで、当社のHSE文化を醸成してまいります。
 
④人材・組織
 当社グループは、すべての役員・社員が一体となって働くための共通の基盤である「INPEXバリュー」の体現を通じ、多様性に富んだ人材が自主性を発揮し使命感を持って活躍できる会社づくりを推進しています。また、「INPEXグループ健康宣言」の下、社員一人ひとりの心身の健康が会社の基盤であると認識し、健康増進や良好な職場づくりに取り組んでいます。
 
・平成30年度「なでしこ銘柄」に選定され、「子育てサポート企業」として3度目の次世代認定マーク(愛称:くるみん)を取得しています。
・2019年よりLGBTアライ(理解者の集まり)を設立し、昨年10月には、「PRIDE指標2019」において、「シルバー」を受賞しました。
・健康経営の推進については、「健康経営優良法人2019(大規模法人部門)」(ホワイト500)に認定されました。
・さらに、2019年よりフレックスタイム制勤務制度、INPEXカジュアルエブリデーを導入するとともに、育児世代を部下に持つ上司向け研修、外国籍社員に対する日本語レッスンの実施、有期雇用社員の一部を正社員化、若手支援策としてメンター・サポータ制度の拡充など、働き方改革に関連した取り組みや、個々の力を最大化する働き方を支援・追求しております。今後も、多様な経験、価値観を有する人材の確保と活用を図るとともに、「ビジョン2040」に掲げた成長戦略の実現に必要な人材の育成施策の拡充に努め、効率的な組織体制の整備を進めてまいります。
 
  また、効率的な操業体制を整備するほか、グローバルガスバリューチェーン、再生可能エネルギー、法務、気候変動対応に関する組織の強化などにも取り組んでまいります。
・2019年6月には、中期経営計画をさらに強力に推進することを目的として、上流事業開発本部・戦略プロジェクト室の設置、海外地域事業本部・技術本部の再編、リーガルユニットの独立等の組織改編を実施しました。
 
⑤技術
 当社グループは、ビジョン2040及び中期経営計画に則り、上流事業での豊富な経験や実績により育んだコア技術をさらに得意技術として確実に強化することで、国際競争力を伸ばすとともに当社グループのプロジェクト価値を今以上に向上させてまいります。さらに未来の多様化するエネルギー社会を見据えて新たな技術分野の開発に挑戦することで、次世代のエネルギービジネスを推進してまいります。
 
・2018年5月には、新たに「技術ロードマップ2018」を発行し、今後5年間で得意技術としていく石油・天然ガスの上流コア技術に加え、例えば地熱・風力発電等の再生可能エネルギーや低炭素社会に向けた技術的取組み、そして今日あらゆる分野に浸透するデジタル技術を応用して行くDigital Transformation等の、当社が新たに挑戦すべき技術分野のテーマを選択し、それらへの取組方針とスケジュールを取りまとめました。現在、同技術ロードマップに則り、既存技術力の強化と次世代エネルギービジネスへの取り組みを鋭意進めているところです。
・例えば当社が、国内新潟地区のガス田やアラブ首長国連邦の油田生産開発事業、カナダシェールガス事業において培って来た低浸透性貯留岩開発技術は、米国テキサス州のシェールオイル生産開発事業の取得に大きく貢献しました。今後シェールオイル生産開発事業の運営・推進を通じて更に同技術を得意技術に深化させていくことになります。
・本事業年度は、カーボンリサイクル技術の一つであるメタネーション技術の確立を目指して、当社のプラント敷地内にメタン合成試験設備を完成させており、現在進めている各種試験及び連続運転を通じて技術課題の検討・評価を実施してまいります。
 
  なお、本項の記載中、将来に関する事項については、本書提出日現在での当社グループの判断であり、今後の社会経済情勢等の諸状況により変更されることがあります。

 

(2)株式会社の支配に関する基本方針

①基本方針の内容

当社グループは、バランスの取れた資産ポートフォリオ、国際大手石油会社の上位を目指す我が国の中核的企業としてのプレゼンス、オペレーター事業を通じて培った高い水準の技術力等を最大限に活かし、今後も世界各地で積極的にプロジェクトを推進することで、我が国向けエネルギーの安定供給と石油・天然ガスの自主開発比率向上に貢献します。さらに、環境・社会・ガバナンスの各分野で責任ある取り組みを進めることで、石油・天然ガス上流事業に加え、再生可能エネルギーを含めた多様なエネルギーの開発・生産・供給を持続可能な形で実現することを通じて企業価値を向上させ、より豊かな社会づくりに貢献してまいります。

 

②財産の有効な活用及び不適切な支配の防止のための取り組み

当社グループは、資本効率性・財務健全性を意識しつつ、強固な財務体質を活かして、石油・天然ガス資源の安定的かつ効率的な供給を可能とするために事業基盤の拡大を目指し、探鉱・開発活動及び供給インフラの整備・拡充等への成長投資を行います。当社グループは、プロジェクトが生み出すキャッシュを、成長投資と株主還元にバランスよく配分することで、新たなキャッシュの創出と株主価値の増大を図り、持続的な企業価値の向上を目指します。
 また、当社は、上記①の方針に基づき、投機的な買収や外資による経営支配等により、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行われること又は否定的な影響が及ぶことがないよう、経済産業大臣に対し甲種類株式を発行しております。
 その内容としては、ⅰ)取締役の選解任、ⅱ)重要な資産の全部又は一部の処分等、ⅲ)当社の目的及び当社普通株式以外の株式への議決権(甲種類株式に既に付与された種類株主総会における議決権を除く。)の付与に係る定款変更、ⅳ)統合、ⅴ)資本金の額の減少、ⅵ)解散、に際し、当社の株主総会又は取締役会の決議に加え、甲種類株式の株主による種類株主総会(以下、「甲種類株主総会」という)の決議が必要とされております。ただし、ⅰ)取締役の選解任及びⅳ)統合については、定款に定める一定の要件を充たす場合に限り、甲種類株主総会の決議が必要とされております。甲種類株主総会における議決権の行使に関しては、甲種類株主が令和元年経済産業省告示第37号に定める甲種類株式の議決権行使の基準に則り、議決権を行使できるものとしております。
 当該基準では、上記ⅰ)及びⅳ)に係る決議については、「中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行われていく蓋然性が高いと判断される場合」、上記ⅲ)の当社普通株式以外の株式への議決権(甲種類株式に既に付与された種類株主総会における議決権を除く。)の付与に係る定款変更の決議については、「甲種類株式の議決権行使に影響を与える可能性のある場合」、上記ⅱ)、ⅲ)当社の目的に係る定款変更、ⅴ)及びⅵ)に係る決議については、「中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に否定的な影響が及ぶ蓋然性が高いと判断される場合」のみ否決するものとされております。
 さらに、当社の子会社定款においても子会社が重要な資産処分等を行う際に、上記ⅱ)の重要な資産の全部又は一部の処分等に該当する場合には、当該子会社の株主総会決議を要する旨を定めており、この場合も当社取締役会の決議に加え、甲種類株主総会の決議を必要としています。なお、当社の取締役会は、甲種類株主による甲種類株式の議決権行使を通じた拒否権の行使に関して権能を有しておらず、従って甲種類株式は当社の会社役員の地位の維持を目的とするものではありません。

 

③上記②の取り組みについての取締役会の判断

上記②の取り組みは、我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現及び持続的な企業価値の向上を目指すものであり、上記①の方針に沿うものであります。
 また、上記②の甲種類株式は、拒否権の対象が限定され、その議決権行使も令和元年経済産業省告示第37号に定める経済産業大臣による甲種類株式の議決権行使の基準に則り行われることから、経営の効率性・柔軟性を不当に阻害しないよう透明性を高くし、その影響が必要最小限にとどまるよう設計されておりますので、上記①の方針に沿うものであり、株主の皆様の共同の利益を損なうものではないと考えております。
 

 

2 【事業等のリスク】

以下には、当社グループの事業展開上のリスク要因となる可能性があると考えられる主要な事項を記載しております。また、必ずしも事業上のリスクに該当しない事項についても、投資家の投資判断上重要と考えられる事項については、投資家及び株主に対する情報開示の観点から積極的に開示しております。なお、以下の記載は、当社グループの事業上のリスクをすべて網羅するものではありません。

また、本項の記載中、将来に関する事項については、別途記載する場合を除いて本書提出日現在での当社グループの判断であり、当該時点以後の社会経済情勢等の諸状況により変更されることがあります。

 

1 石油・天然ガス開発事業の特徴及びリスクについて

(1) 探鉱・開発・生産に成功しないリスク

一般的に、鉱区権益を取得するためには、対価の支払いが必要となります。また、資源の発見を目的とした探鉱活動に際して、調査・試掘等のための費用(探鉱費)が必要となり、資源を発見した場合には、その可採埋蔵量、開発コスト、産油国(産ガス国を含む。以下同じ。)との契約内容等の様々な条件に応じて一段と多額の開発費を投ずる必要があります。

しかしながら、開発・生産が可能な規模の資源が常に発見できるとは限らず、近年の様々な技術進歩をもってしてもその発見の確率はかなり低いものとなっており、また、発見された場合でも商業生産が可能な規模でないことも少なくありません。このため、当社グループでは、探鉱投資に係る費用については連結決算上保守的に認識しており、コンセッション契約(国内における鉱業権並びに海外におけるパーミット、ライセンス又はリースを含む。)の場合には100%費用計上し、生産分与契約の場合は探鉱プロジェクトの投資については100%引当金を計上し、財務の健全性を保持しております。なお、開発プロジェクトの投資であっても、個別のプロジェクトの状況から回収できない可能性がある場合は、個別に回収可能性を勘案し、引当金を計上しております。

当社グループでは、保有する可採埋蔵量及び生産量を増加させるために、有望な鉱区には常に関心を払い、今後も探鉱投資を継続する一方、既発見未開発鉱区や既生産鉱区の権益取得等を含めた開発投資を組み合わせることにより、探鉱・開発・生産各段階の資産の総合的なバランスの中で投資活動を行っていく方針です。

探鉱及び開発(権益取得を含む。)は、当社グループの今後の事業の維持発展に不可欠な保有埋蔵量を確保する上で必要なものでありますが、各々に技術的、経済的リスクがあり、探鉱及び開発が成功しない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(2) 原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの埋蔵量

① 確認埋蔵量(proved reserves)

 当社は、当社グループの主要な確認埋蔵量(proved reserves)のうち、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、米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonに評価を依頼し、その他のプロジェクトについては自社にて評価を実施しました。確認埋蔵量の定義は、米国の投資家に広く知られている米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10(a)に従っており、評価に決定論的手法または確率論的手法のいずれが用いられているかに関わらず、地質的・工学的データの分析に基づき、既知の貯留層から、現在の経済条件及び既存の操業方法の下で、評価日時点以降操業権を付与する契約が満了する時点まで(契約延長に合理的確実性があるという証拠がある場合は延長が見込まれる期間が満了する時点まで)の間に、合理的な確実性をもって生産することが可能である石油・ガスの数量となっております。また、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ことにつき合理的な確信をオペレーターが持っていなければならず、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。ただし、かかる保守的な数値ではあっても、将来にわたる生産期間中に、確認埋蔵量が全量生産可能であることを保証する概念ではないことに留意を要します。確率論的手法を用いて確認埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量を回収することができる確率が少なくとも90%以上であることが必要とされております。

当社グループ(持分法適用関連会社分を含む)の原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量については「第一部 企業情報 3 事業の内容 (2)当社グループの埋蔵量」をご参照下さい。

②  埋蔵量の変動の可能性

埋蔵量の評価は、評価時点において入手可能な油・ガス層からの地質的・工学的データ、開発計画の熟度、経済条件等多くの前提、要素及び変数に基づいて評価された数値であり、今後生産・操業が進むことにより新たに取得される地質的・工学的データや開発計画及び経済条件等の変動に基づき将来見直される可能性があり、その結果、増加又は減少する可能性があります。また、生産分与契約に基づく埋蔵量は、同契約の経済的持分から計算される数量が生産量だけでなく、油・ガス価格、投下資本、契約条件に基づく投下資本の回収額及び報酬額等により変動する可能性があり、その結果、埋蔵量も増加又は減少する可能性があります。このように埋蔵量の評価値は、各種データ、前提、定義の変更等により変動する可能性があります。

(3) 石油・天然ガス開発事業には巨額の資金が必要となり資金回収までの期間も長いこと

探鉱活動には相応の費用と期間とが必要であり、探鉱により有望な資源を発見した場合でも、生産に至るまでの開発段階においては、生産施設の建設費用等の多額の費用と長期に亘る期間が必要となります。このため、探鉱及び開発投資から生産及び販売による資金の回収までには10年以上の長い期間を要することになります。中でも、大型LNGプロジェクトの開発には巨額な投資が必要であり、経済金融情勢の変化によっては資金調達の内容に影響を及ぼす可能性があります。資源の発見後、生産及び販売開始までの開発過程において、政府の許認可の取得の遅延またはその変更、予測しえなかった地質等に関する問題の発生、油・ガス価及び外国為替レートの変動並びにその他資機材の市況の高騰などを含めた経済社会環境の変化や、LNGプロジェクトにおいて生産物購入候補者からの長期販売契約に関する合意が得られないことにより最終投資判断ができない等の要因により、開発スケジュールの遅延や当該鉱区の経済性が損なわれる等の事象が生じた場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(4) オペレーターシップ

石油・天然ガス開発事業においては、リスク及び資金負担の分散を目的として、複数の企業がパートナーシップを組成して事業を行う場合が多く見られます。実際の作業は、そのうちの1社がオペレーターとなり、パートナーを代表して操業の責任を負います。オペレーター以外の企業は、ノンオペレーターとしてオペレーターが立案・実施する探鉱開発計画や作業を吟味し、あるいは一部操業に参加しつつ、所定の資金提供を行うことで事業に参画します。

当社グループは、経営資源の有効活用やノンオペレーターのプロジェクトとのバランスに配慮しつつ、探鉱、開発、生産それぞれの段階での豊富な操業経験をもとに蓄積したノウハウ及び技術力をもとに、イクシス等の大型LNGプロジェクトを中心として積極的にオペレータープロジェクトを推進していく方針であります。当社は国内外で原油、天然ガスの開発、生産プロジェクトにおいてオペレーターとしての経験を有しているほか、インドネシアやオーストラリアなどにおけるLNGプロジェクトなどに参加し長年ノウハウ、知見等を蓄積してきており、また、メジャーを含めた他の外国の石油会社が行っているのと同様、専門のサブコントラクターや経験豊富な外部コンサルタントを起用することなどにより、LNGプロジェクトを含めたオペレータープロジェクトを的確に遂行することが可能と考えております。

オペレーターとしてのプロジェクト推進は、技術力の向上や、産油国・業界におけるプレゼンスの向上等を通じて鉱区権益取得機会の拡大に寄与することになる一方で、オペレーションに関する各種専門能力を有する人材確保上の制約、資金面での負担増大等のリスクが存在しており、これらのリスクに的確に対応できない場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

(5) 共同事業

石油・天然ガス開発事業では、前述の通り、リスク及び資金負担の分散を目的として数社以上の企業が共同事業を行う場合も多くなっており、この場合、共同事業遂行のための意思決定手続やパートナーを代表して操業を行うオペレーター等を取り決めるために、共同操業協定をパートナー間で締結するのが一般的になっております。ある鉱区において当社グループが共同事業を行っているパートナーとの関係が良好であっても、他の鉱区権益の取得においては競争相手となり得る可能性があります。

また、共同事業の参加者は原則として、その保有権益の比率に応じて共同事業遂行のための資金負担をしますが、一部パートナーが資金負担に応じられない場合などには、プロジェクトの遂行に影響を及ぼす可能性があります。

(6)災害・事故等のリスク

 石油・天然ガス開発事業には、探鉱、開発、生産、輸送等の各段階において操業上の事故や災害等が発生するリスクがあります。このような事故や災害等が生じた場合には、保険により損失補填される場合を除き設備の損傷によるコストが生じ、更には、人命にかかわる重大な事故又は災害等となる危険性があり、その復旧に要する費用負担や操業が停止することによる機会損失等が生じることがあります。国内天然ガス事業においては、2010年1月以降、輸入LNG気化ガスを原料ガスとして購入しており、更に2013年8月以降、直江津LNG基地において輸入LNGを原料ガスとして購入しておりますが、当該輸入LNG気化ガス・輸入LNGの購入先及び直江津LNG基地における事故、トラブルなどにより輸入LNG原料ガスの調達ができない場合、あるいはパイプラインネットワーク上における事故、トラブルなどによりパイプラインの操業が困難になる場合には、当社顧客へのガス供給に支障をきたすなど、当社の国内天然ガス事業に悪影響を及ぼす可能性があります。

 また、環境問題に関しては、土壌汚染、大気汚染及び水質・海洋汚染等が想定されます。当社グループでは、「環境安全方針」を定め、当該国における環境関連法規、規則及び基準等を遵守することは勿論のこと、自主的な基準を設け環境に対して充分な配慮を払いつつ作業を遂行しておりますが、何らかの要因により環境に対して影響を及ぼすような作業上の事故や災害等が生じた場合には、その復旧等のための対応若しくは必要な費用負担が発生したり、民事上、刑事上又は行政上の手続等が開始されてそれに伴う手続関連費用や損害賠償等の金銭の支払い義務が生じたり、操業停止による損失等が生じたりすることがあります。さらに、当該国における環境関連法規、規則及び基準等(新エネルギー・再生可能エネルギー等の支援策を含む。)が将来的に変更や強化された場合には、当社グループにとって追加的な対応策を講じる必要やそのための費用負担が発生し、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

 当社グループは、作業を実施するにあたっては、損害保険を付保することとしておりますが、いずれの場合も、当該事故・災害等が当社グループの故意又は過失に起因する場合には、費用負担の発生により業績に悪影響を及ぼす可能性があり、また、行政処分や当社グループの石油・天然ガス開発会社としての信頼性や評判が損なわれることによって、将来の事業活動に悪影響を及ぼす可能性があります。

(7)気候変動に関するリスク

 パリ協定の長期目標達成に向けて、世界的な気候変動への対応に関心が高まるなか、気候変動や地球温暖化の原因とされる温室効果ガスの排出削減を目的とした取り組みが世界的に進められています。当社グループでは、気候変動対応の基本方針に基づき、パリ協定が長期的に達成を目指す温室効果ガスの排出削減や気候変動の安定化、低炭素社会等へ積極的に対応すべく、ガバナンス体制、事業戦略、リスク及び機会の評価、排出量管理、並びに情報開示等の各分野で取り組みを進めております。ただし、今後各国がパリ協定等に基づき気候変動政策を強化し、環境関連法規、規則及び基準等を変更したり、新たに導入した等の場合には、当社グループとして追加的な対応策を講じる必要やそのための費用負担が発生し、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

(8)将来の廃鉱に関するリスク

石油・天然ガス生産施設等について、産油国政府との石油契約や現地法令等に基づき、当社グループは、当該施設等の将来の操業・生産終了後に必要となる廃鉱作業に関連して発生する費用の現在価値の見積り額を、資産除去債務として計上しております。その後、廃鉱の作業方法の変更や掘削資機材の調達費用の高騰その他の理由により、当該見積り額が不足していることが判明した場合においては、当社グループの資産除去債務額の積み増しが必要となり、当社グループの財政状態及び業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

 

2 原油価格(油価)、天然ガス価格、外国為替、及び金利の変動が業績に与える影響について

(1) 油価、天然ガス価格の変動が業績に与える影響

油価並びに海外事業における天然ガス価格の大部分は国際市況により決定され、また、その価格は国際的又は地域的な需給、世界経済及び金融市場の状況を含む多様な要素の影響も受け著しく変動します。かかる事象は当社により管理可能な性質のものではなく、将来の油価、天然ガス価格の変動を正確に予測することはできません。当社グループの売上・利益は、かかる価格変動の影響を大きく受けます。その影響は大変複雑で、その要因としては以下の点が挙げられます。

① 海外事業における大部分の天然ガスの販売価格は、油価に連動していますが正比例していません。

② 売上・利益は売上計上時の油価・天然ガス価格を基に決定されているため、実際の取引価格と期中の平均油価は必ずしも一致しません。

国内における天然ガス事業は、国産天然ガス及び輸入LNGを原料としており、LNG市場価格の変動が原料価格及び販売価格に対して影響を及ぼします。また、電力・ガスシステム改革に伴う競争環境の変化が、天然ガス販売価格や天然ガス販売量に影響を及ぼす可能性があります。

さらに、当社グループが保有する事業資産は、今後市況の変動等に基づく事業環境の変化等に伴い、その収益性の低下により投資額の回収が見込めなくなった場合には、その回収可能性の程度を反映させるように事業資産の帳簿価額を減額し、その減少額を減損損失とすることとなるため、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

(2) 外国為替の変動が与える業績への影響

 当社グループの事業の多くは海外における探鉱開発事業であり、これに伴う収入(売上)・支出(原価)は外貨建て(主に米ドル)となっており、損益は外国為替相場の影響を受けます。円高時には、円ベースでの売上・利益が減少し、逆に円安時には、円ベースでの売上・利益が増加します。

 一方、当社グループは必要資金の借入にあたり、外貨建で借入を行っており、外貨建借入金は、円高時は期末円換算により為替差益が生じ、円安時には期末円換算により為替差損が生じることから、上記の事業の為替リスクが減殺され、為替変動による損益面への影響を小さくする方向に働きます。なお、当社は一部為替リスクを減じる手段を講じておりますが、かかる手段は当社の為替リスクを全てカバーするものではなく、外国為替の変動が与える影響を完全に取り除くものではありません。

(3) 金利の変動が与える業績への影響

 当社グループでは探鉱開発事業の必要資金の一部を借入金で賄っており、このうち大部分が米ドル建て6ヵ月LIBORベースの変動金利建の長期借入です。従って、当社の利益は米ドル金利変動の影響を受けます。なお、当社は、一部金利リスクを減じる手段を講じておりますが、かかる手段は当社の金利変動リスクを全てカバーするものではなく、金利の変動が与える影響を完全に取り除くものではありません。

 

3 海外における事業活動とカントリーリスクについて

 当社グループは、日本国外において多数の石油・天然ガス開発事業を遂行しております。鉱区権益の取得を含む当社グループの事業活動は、産油国政府等との間の諸契約に基づき行われていることから、産油国における自国の資源の管理強化の動きや紛争等による操業停止など、当該産油国やその周辺国等における、政治・経済・社会等の情勢(政府の関与、経済発展の段階、経済成長率、資本の再投下、資源の配分、国際社会による経済活動の規制、外国為替及び外国送金の政府統制、国際収支の状況を含みます。)の変化や、OPEC加盟国におけるOPECによる生産制限の適用、当該各国の法制度及び税制の変動(法令・規則の制定、改廃及びその解釈運用の変更を含みます。)、訴訟等により、当社グループの事業や業績は、保険で損失補填される場合を除き大きな影響を受ける可能性があります。

 また、産油国政府は、開発コストの増加などの事業環境の変化、事業の遂行状況、環境への対応などを理由として、鉱区にかかわる石油契約の条件の変更などを含めた経済条件の変更などを求める可能性があり、仮にかかる事態が生じ、経済条件の変更などが行われた場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

 

4 特定地域及び鉱区への依存度について

(1) 生産量

 当社グループは、オーストラリアのイクシスガス・コンデンセート田、アラブ首長国連邦アブダビの海上・陸上油田、国内の南長岡ガス田等において安定的な原油・天然ガスの生産を行っております。当社グループの事業地域は、国内、インドネシア・オーストラリアを中心とするアジア・オセアニア地域、中東・アフリカ地域、カスピ海沿岸地域を含むユーラシア、米州などに幅広く分散していますが、2019年度における当社グループの生産量の地域別構成比率は中東・アフリカ地域が約42%、アジア・オセアニア地域が約41%と、大宗を占めております。
当社グループは、今後ともグローバルに地域バランスのとれたポートフォリオの形成を目指していく方針でありますが、現状では当社グループの生産量は、特定地域及び鉱区への依存度が高いため、これらの鉱区において操業が困難になる等の問題が生じた場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。

(2) 主要事業地域における契約期限等

当社グループの海外における事業活動の前提となる鉱区権益にかかる契約においては、鉱区期限が定められているのが通例であります。鉱区期限が定められている契約が延長、再延長又は更新等されない場合や延長、再延長又は更新等に際し現状よりも不利な契約条件(権益比率の減少を含みます。)となった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。当社グループでは、これらの契約の延長、再延長又は更新等に向けてパートナーとともに努力する方針でありますが、産油国国営石油会社等との契約交渉の結果、既存の契約が延長、再延長又は更新等されない場合や延長、再延長又は更新等に際し現状よりも不利な契約条件(権益比率の減少を含みます。)となった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。また、鉱区期限が定められている契約が延長、再延長又は更新等された場合でも、その時点における残存可採埋蔵量は、生産の進展により減少することが見込まれます。当社グループでは、これに代替し得る鉱区権益の取得を図っておりますが、代替し得る油・ガス田の鉱区権益を十分取得できない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。さらに、現在探鉱中の鉱区においても契約に探鉱期間が設定されており、鉱区内において商業化の可能性がある原油・天然ガスの存在を確認している場合であっても、当該期間終了までに開発移行の決定ができない場合などにおいては、産油国政府との協議により当該期間の延長、猶予期間の設定などに向けて努力する方針ですが、かかる協議が不調に終わった場合には、当該鉱区からの撤退を余儀なくされる可能性があります。また、一般に、契約につき、一方当事者に重大な違反があるときには、契約期限の到来前に他方当事者から契約解除をすることができるのが通例ですが、これら主要事業地域における契約においても同様の規定が設けられております。当社グループにおいては、そのような事態はこれまで発生したことはなく、今後についても想定しておりませんが、もし契約当事者に重大な契約違反があった場合には、期限の到来前に契約が解除される可能性があります。

また、海外における天然ガス開発・生産事業においては、多くの場合、長期の販売契約・供給契約に基づいて天然ガスを販売・供給しており、それぞれ契約期限が定められております。これらの契約における期限の到来までに、延長又は再延長に向けてパートナーとともに努力する方針ですが、延長又は再延長されない場合や延長された場合でも販売・供給数量の減少などがあった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。

 

5 生産分与契約について

(1) 生産分与契約の内容

当社グループはインドネシア、カスピ海周辺地域などにおいて生産分与契約による鉱区権益を多数保有しております。

生産分与契約は、1社又は複数の会社がコントラクターとして、産油国政府や国営石油会社から探鉱・開発のための作業を自身のコスト負担で請負い、コストの回収分及び報酬を生産物で受け取ることを内容とする契約です。すなわち、探鉱・開発作業の結果、石油・天然ガスの生産に至った場合、コントラクターは負担した探鉱・開発コストを生産物の一部より回収し、さらに残余の生産物(原油・ガス)については、一定の配分比率に応じて産油国又は国営石油会社とコントラクターの間で配分します(このコスト回収後の生産物のコントラクターの取り分を「利益原油・ガス」と呼びます)。これに対して、探鉱作業の失敗や生産量の減少等により期待した生産を実現することができない場合には、コントラクターは投下した資金の全部又は一部を回収できないこととなります。

(2) 生産分与契約の会計処理

当社グループが生産分与契約に基づき鉱区権益を保有している場合は、上述のとおりコントラクターとして当該鉱区の探鉱・開発作業に係る技術・資金を投下し、当該鉱区にて生産される生産物により投下した作業費を回収し、作業費回収後の残余生産物の一部を報酬として受け取っています。

生産分与契約に基づき投下した作業費は、将来回収が期待される資産として貸借対照表の生産物回収勘定に計上しています。生産開始後は、同契約に基づく作業費回収額を生産物回収勘定から控除します。

当該生産分与契約に基づき引き取る生産物は、作業費の回収部分と報酬部分に分けられるため、売上原価計算の方法にも特徴があります。すなわち、引き取った生産物の金額は一旦生産物引取原価として売上原価に計上し、そのうち事後的に算定される報酬部分である生産物の金額を売上原価の調整項目(無償配分生産物)に計上します。従って、売上原価には、報酬部分控除後の作業費回収部分のみが計上されることとなります。

 

 

6 国との関係について

(1) 当社と国との関係

本書提出日現在、当社の発行済普通株式(自己株式を除く)の約18.96%及び甲種類株式は経済産業大臣が保有しておりますが、当社の経営判断は民間企業として自主的に行っており、国との間で役員派遣等による支配関係もありません。また、今後もそのような関係が生じることはないものと考えております。さらに国との間での当社の役員の兼任及び国の職員の当社への出向もありません。

(2) 経済産業大臣による当社株式の所有、売却

経済産業大臣は、現在当社の発行済普通株式数(自己株式を除く)の約18.96%の株式を保有しております。同株式は2005年4月1日付で解散した石油公団が保有していたものを、同公団の解散に伴い経済産業大臣が承継したものであります。2005年4月1日付で解散した石油公団が保有していた石油資源開発関連資産の整理・処分については、経済産業大臣の諮問機関である総合資源エネルギー調査会の石油分科会開発部会「石油公団資産評価・整理検討小委員会」により、「石油公団が保有する開発関連資産の処理に関する方針」(以下、「答申」といいます。)が2003年3月18日に発表されております。答申においては企業価値の成長を念頭に置きながら、適切なタイミングで市場を通じて株式を売却することが肝要とされております。また、2011年12月2日に施行された「東日本大震災からの復興のための施策を実施するために必要な財源の確保に関する特別措置法」(以下、「復興財源確保法」といいます。)の附則第13条第1項第2号の規定においては、エネルギー政策の観点を踏まえつつ、その保有の在り方を見直すことによる処分の可能性について検討するとされております。このため、今後経済産業大臣は国内外で当社株式を売却する可能性があり、そのことが当社の株式の市場価格に影響を及ぼす可能性があります。

また、経済産業大臣は当社甲種類株式1株を保有しておりますが、甲種類株主である経済産業大臣は、当社普通株主総会又は取締役会決議事項の一部について拒否権を有しております。甲種類株式に関する詳細については後記「8 甲種類株式について」をご参照ください。

 

7 政府及び独立行政法人が保有する当社グループのプロジェクト会社の株式の取扱いについて

(1) 石油公団が保有していた当社グループのプロジェクト会社の株式の取扱い

前述の答申において、国際石油開発(2008年10月1日付で当社が同社を吸収合併。以下同じ。)は中核的企業を構成すべきものと位置づけられ、ナショナル・フラッグ・カンパニーとして我が国のエネルギー安定供給の効率的な確保という政策目標の実現の一翼を担うことが期待されていることから、同社(及び2008年10月1日付で当社が国際石油開発を吸収合併して以降においては当社)ではこれを受け、政府による積極的な資源外交との相乗効果を生かし、我が国のエネルギー安定供給の効率的な確保という政策目標の実現を図るとともに、透明性・効率性の高い事業運営の推進により、株主価値の最大化を目指すこととしてまいりました。

その結果、答申において提言された石油公団保有株式の譲受け等による統合に関して、2004年2月5日付で「石油公団保有資産の国際石油開発株式会社への統合に関する基本合意書」(以下、「統合基本合意書」といいます。)及び統合基本合意書に附属する覚書(以下、「覚書」といいます。)を締結し、2004年3月29日付で、国際石油開発と石油公団は統合の対象となる会社、統合比率等に関する詳細について合意に達し、「石油公団保有資産の国際石油開発株式会社への統合に関する基本契約」ほか関連契約を締結しました。

統合基本合意書において国際石油開発への統合対象となった4つの会社のうち、ジャパン石油開発、インペックスジャワ株式会社(2010年9月30日に売却完了)及びインペックスエービーケー石油株式会社の3社については2004年に統合を完了しました。インペックス南西カスピ海石油株式会社については、株式交換により国際石油開発の完全子会社とすべく手続を進めましたが、株式交換契約の条件が成就しなかったため同契約は失効し、予定していた株式交換が取り止めとなり、その後、2005年4月1日付の石油公団の解散に伴い、同社の石油公団保有株式は、経済産業大臣に承継されております。当社としては引き続き当該株式の取得の可能性につき検討しておりますが、当該株式に係る経済産業大臣の今後の取扱方針は未定となっていることに加え、「復興財源確保法」の規定による検討の結果如何では、今後、当社による当該株式の取得が実現しない可能性もあります。

2004年2月5日付の覚書においては、サハリン石油ガス開発株式会社(以下、「サハリン石油ガス開発」といいます。)、インペックスマセラアラフラ海石油株式会社、インペックス北カスピ海石油株式会社、インペックス北マカッサル石油株式会社(2008年12月19日に清算結了)、インペックス北カンポス沖石油株式会社(当社含む民間株主が同社の全株式を取得したうえで、2019年10月に第三者に対して売却済み)についての取扱いが国際石油開発と石油公団の間で合意されております。サハリン石油ガス開発の株式の取扱いについては、後記「(2) 政府が保有するサハリン石油ガス開発の株式の取扱いについて」をご参照ください。サハリン石油ガス開発以外の上記各社の石油公団保有株式の国際石油開発への譲渡については、産油国や共同事業者の同意が得られること、適切な資産評価が可能となること等の前提条件が整い次第、現金を対価として譲渡することとなっておりましたが、2005年4月1日付の石油公団の解散に伴い、上記各社の石油公団保有株式は、経済産業大臣に承継されたインペックス北マカッサル石油株式会社に係る株式を除き、独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構(以下、「資源機構」といいます。)に承継されております。資源機構は、同機構の中期目標、中期計画において、石油公団から承継した株式については、適切な時期に適切な方法を選択して処分することとしていますが、上記各社の資源機構保有株式のうち、当社による株式の取得が実現していないものについては、譲渡の時期、方法は未定となっており、今後、当社によるそれらの株式の取得が実現しない可能性もあります。

 

(2)政府が保有するサハリン石油ガス開発の株式の取扱い

経済産業大臣はサハリン石油ガス開発の普通株式の50%を保有しています。サハリン石油ガス開発は、サハリン島北東沖大陸棚における石油及び天然ガス探鉱開発事業を遂行するために1995年に設立された会社であり、同社は米国エクソンモービル社をオペレーターとするサハリンIプロジェクトの30.0%の権益を有しています。同プロジェクトは、原油及び天然ガスの先行生産を目的とした第一次開発(フェーズ1)として、2005年10月より生産を開始しております。さらに、天然ガス本格生産のための追加開発作業(フェーズ2)を行う構想があります。なお、当社は同社発行済み普通株式の約6.08%を保有しています。

前述の答申において、サハリン石油ガス開発は、国際石油開発及びジャパン石油開発とともに、日本の石油・天然ガス開発事業における中核的企業を構成すべきものとされています。

同答申を踏まえ、経済産業大臣が石油公団より承継したサハリン石油ガス開発の発行済み普通株式(50.0%)のすべてを国際石油開発を含む同社の民間株主が取得することとされており、当社が、同社の発行済み普通株式の最大33%を保有し、同社の筆頭株主になることを想定しております。ただし、当該株式の取得にあたっては、同社の共同事業者やロシア政府機関等の承諾が必要となる場合には、これらの承諾が得られることが前提となります。加えて、同社の株主構成や譲渡価格等についても、今後、合意に至る必要があります。

同社株式の追加取得が実現した場合には、当社グループは、アジア・オセアニア、中東、カスピ海等に加えて、ロシアの石油・天然ガス資産についても相当の持分を有することとなり、当社グループの海外資産ポートフォリオをよりバランスのとれたものとすることに貢献するものと期待されます。

ただし、想定どおり経済産業大臣と同社株式の追加取得について合意に至り追加取得が実現するか否か、また、追加取得が実現する場合でも具体的な取得内容及び取得時期については現時点ではいずれも未定であることに加え、「復興財源確保法」の規定による検討の結果如何では、当社による同社株式の追加取得が実現しない可能性もあります。

 

 

8 甲種類株式について

(1) 種類株式の概要

①導入の経緯

当社は、国際石油開発と帝国石油の株式移転による経営統合により、2006年4月3日付で持株会社として設立されておりますが、これに伴い、国際石油開発が発行し、経済産業大臣が保有していた種類株式が当社に移転され、同時に当社が同等の内容の当社種類株式(以下、「甲種類株式」といいます。)を経済産業大臣に対し交付しております。もともと、国際石油開発において発行された種類株式は、前記「7 政府及び独立行政法人が保有する当社グループのプロジェクト会社の株式の取扱いについて」において記述した答申において、国際石油開発が中核的企業を構成すべきものと位置づけられ、ナショナル・フラッグ・カンパニーとして我が国向けエネルギーの安定供給の効率的実現の一翼を担うことが期待され、かかる観点から、同答申を受け、投機的な買収や外資による経営支配等により、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行われること又は否定的な影響が及ぶことがないよう、同社の役割を確保しつつ、経営の効率性・柔軟性を不当に阻害しないよう透明性を高くし、またその影響が必要最小限にとどまるよう設計され発行されたものです。

②株主総会議決権、剰余金の配当、残余財産分配、償還

法令に別段の定めがある場合を除き、甲種類株式は当社株主総会において議決権を有しません。剰余金の配当及び残余財産の分配については2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株につき400株の割合で株式分割を行っておりますが、甲種類株式(非上場)につきましては、株式分割を実施していないため、当該株式分割前の普通株式と同等になるよう、定款で定めております。甲種類株式は、当該甲種類株主から請求があった場合、又は甲種類株式が国若しくは国が全額出資する独立行政法人以外の者に譲渡された場合には当社取締役会の決議により償還されます。

③定款上の拒否権

当社経営上の一定の重要事項(取締役の選解任、重要な資産の処分、定款変更、統合、資本の減少及び解散)の決定については、当社株主総会又は取締役会の決議に加え、甲種類株主総会の承認決議を要する旨、当社定款に定められています。従って、甲種類株式を保有する経済産業大臣は、甲種類株主としてこれら一定の重要事項につき拒否権を有することとなります。甲種類株主の拒否権が行使可能な場合については、後記「第一部 企業情報 第4 提出会社の状況 1 株式等の状況 (1) 株式の総数等 ② 発行済株式の注記2」をご参照下さい。

④甲種類株式の議決権行使の基準に定める拒否権の行使の基準

かかる拒否権の行使については令和元年経済産業省告示第37号(以下、「告示」といいます。)において基準が設けられており、以下の一定の場合にのみ拒否権を行使するものとされています。

・取締役の選解任及び統合に係る決議については、それらが否決されない場合、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行われていく蓋然性が高いと判断される場合。

・重要な資産の全部または一部の処分等に係る決議については、対象となっている処分等が、石油及び可燃性天然ガスの探鉱及び採取する権利その他これに類する権利、あるいは、当該権利を主たる資産とする当社子会社の株式・持分の処分等に係るものである場合であって、それが否決されない場合、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に否定的な影響が及ぶ蓋然性が高いと判断される場合。

・当社の目的の変更に関する定款変更、資本金の額の減少及び解散については、それらが否決されない場合、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に否定的な影響が及ぶ蓋然性が高いと判断される場合。

・当社普通株式以外の株式への議決権の付与に関する定款変更については、それが否決されない場合、甲種類株式の議決権行使に影響を与える可能性のある場合。

なお、上記の基準については、エネルギー政策の観点から告示を変更する場合についてはこの限りではないことが規定されております。

(2) 甲種類株式のリスク

甲種類株式は、投機的な買収や外資による経営支配等により、中核的企業として我が国向けエネルギー安定供給の効率的な実現に果たすべき役割に背反する形での経営が行われること又は否定的な影響が及ぶことがないよう、当社の役割を確保しつつ、経営の効率性・柔軟性を不当に阻害しないよう透明性を高くし、またその影響が必要最小限にとどまるよう設計され発行されたものでありますが、甲種類株式に関連して想定されるリスクには、以下のものが含まれます。

①国策上の観点と当社及び一般株主の利益相反の可能性

経済産業大臣は告示に規定された上記の基準に基づき拒否権を行使するものと予想されますが、当該基準は、我が国向けエネルギー安定供給の効率的実現の観点から設けられているため、経済産業大臣による拒否権の行使が当社又は当社の普通株式を保有する他の株主の利益と相反する可能性があります。また、エネルギー政策の観点から当該基準が変更される可能性があります。

②拒否権の行使が普通株式の価格に与える影響

甲種類株式は、上記に述べたように当社の経営上重要な事項の決定について拒否権を持つものであるため、特に、実際にある事項について拒否権が発動された場合には、当社普通株式の市場価格に影響を与える可能性があります。

③当社の経営の自由度や経営判断への影響

前述のような拒否権を持つ甲種類株式を経済産業大臣が保有していることにより、当社は、上記各事項については甲種類株主総会の決議を要することとなるため、当社は経済産業大臣の判断によってはその経営の自由度を制約されることになります。また、上記各事項につき甲種類株主総会の決議を要することに伴い、甲種類株主総会の招集、開催及び決議等の各手続に、また必要に応じて異議申立の処理に一定期間を要することとなります。

 

9 兼任社外取締役について

当社の取締役会は現在14名の取締役で構成されておりますが、うち6名は社外取締役であります。

社外取締役6名のうち4名は、当社の事業分野に関して長年の経験、知見を有する経営者経験者等であり、当社としては、専門的、客観的立場から当社の事業運営に意見を述べ、当社事業の発展に寄与することを期して、取締役を委嘱しております。なお、かかる取締役のうち3名は、当社株主である石油資源開発株式会社、JXTGホールディングス株式会社及び三菱商事株式会社(以下、「当社株主会社」といいます。)の顧問等を兼任しております。

一方、当社株主会社はいずれも当社グループの事業と同一分野の事業を行っている企業であることから、競業その他利益相反の可能性があり、コーポレート・ガバナンス上の特段の留意が必要であると認識しております。

このため、当社では、当社取締役が会社法上の競業避止義務、利益相反取引への適切な対処や情報漏洩防止等に関して、常に高い意識をもって経営にあたり、当社取締役としての職務を的確に遂行していくことの重要性に鑑み、上記3名の社外取締役を含む全取締役から、これらの点を確認する「誓約書」を受理しております。

 

 

2 【沿革】

 

年月

概要

2005年11月

国際石油開発株式会社及び帝国石油株式会社(以下、「両社」といいます。)は、経営統合することについて合意し、「共同株式移転契約」を締結。

2006年1月

両社の臨時株主総会において、両社が株式移転の方法により当社を設立し、両社がその完全子会社となることを承認。

2006年4月

当社設立(資本金300億円)。東京証券取引所(市場第一部)に上場。

2008年4月

2008年10月1日をもって、両社を吸収合併することを決議し、「吸収合併契約」を締結。

2008年10月

2008年10月1日付で両社を吸収合併し、商号を国際石油開発帝石株式会社に変更。

2010年8月

公募増資及び第三者割当増資による新株式発行により、約5,200億円の資金を調達(資本金2,908億9百万円に増加)。

 

 

 

(5) 【所有者別状況】

①普通株式

2019年12月31日現在

区分

株式の状況(1単元の株式数100株)

単元未満
株式の状況
(株)

政府及び
地方公共
団体

金融機関

金融商品
取引業者

その他の
法人

外国法人等

個人
その他(注)

個人以外

個人

株主数
(人)

1

91

37

323

810

44

34,421

35,727

所有株式数
(単元)

2,769,228

3,181,685

438,636

2,147,812

5,719,983

653

364,957

14,622,954

28,200

所有株式数の割合
(%)

18.937

21.758

2.999

14.687

39.116

0.004

2.495

100.00

 

(注)  自己株式1,966,500株(役員報酬BIP信託の保有する株式は含みません)は、「個人その他」に19,665単元含まれております。

 

②甲種類株式

2019年12月31日現在

区分

株式の状況(1単元の株式数1株)

単元未満
株式の状況
(株)

政府及び
地方公共
団体

金融機関

金融商品
取引業者

その他の
法人

外国法人等

個人
その他

個人以外

個人

株主数
(人)

1

1

所有株式数
(単元)

1

1

所有株式数の割合
(%)

100.00

100.00

 

 

 

3 【配当政策】

当社は、2018年5月に策定しました「中期経営計画 2018-2022」にてお示しした還元方針に基づき、2018年度から2022年度までの中期経営計画期間中、安定的な配当を基本とし、配当性向は30%以上として、業績の成長に応じて段階的に株主還元を強化してまいります。
  上記基本方針を踏まえ、当事業年度の剰余金の配当につきまして、普通株式の期末配当金は1株当たり18円とし、中間配当金の1株当たり12円とあわせ、1株当たり年間30円といたしました。また、甲種類株式(非上場)の期末配当金は1株当たり7,200円とし、中間配当金の1株当たり4,800円とあわせ、1株当たり年間12,000円といたしました。

なお、2013年10月1日を効力発生日として普通株式1株につき400株の割合で株式分割を行っておりますが、甲種類株式につきましては、株式分割を実施致しておりません。これに伴い、甲種類株式の配当については、当該株式分割前の普通株式と同等になるよう、定款で定めております。
  また、当社は会社法第454条第5項に規定する中間配当を行うことができる旨を定款に定めております。毎事業年度における剰余金の配当の回数は、中間配当及び期末配当の年2回を基本的な方針としております。配当の決定機関は、中間配当は取締役会、期末配当は株主総会であります。

 

なお、第14期の剰余金の配当は以下のとおりであります。

決議年月日

株式の種類

配当金の総額
(百万円)

1株当たり配当額
(円)

2019年11月6日

取締役会決議

普通株式

17,524

12

(注)1

甲種類株式

0

4,800

2020年3月25日

定時株主総会決議

普通株式

26,286

18

(注)2

甲種類株式

0

7,200

 

 (注)1.配当金の総額には、役員報酬BIP信託が保有する株式に対する配当金1百万円が含まれます。

2.配当金の総額には、役員報酬BIP信託が保有する株式に対する配当金2百万円が含まれます。

 

 

 

(2)【役員の状況】

① 役員一覧

男性17名 女性2名 (役員のうち女性の比率10.5%)

 a. 取締役の状況

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数

(株)

代表取締役会長

北村 俊昭

1948年11月15日生

1972年4月

通商産業省(現経済産業省)入省

2002年7月

貿易経済協力局長

2003年7月

製造産業局長

2004年6月

通商政策局長

2006年7月

経済産業審議官

2007年11月

東京海上日動火災保険㈱顧問

2009年8月

当社 副社長執行役員

2010年6月

当社 代表取締役社長

2018年6月

当社 代表取締役会長(現)

(注)3

普通株式

43,300

代表取締役社長

上田 隆之

1956年8月30日生

1980年4月

通商産業省(現経済産業省)入省

2010年7月

大臣官房長

2011年8月

製造産業局長

2012年9月

通商政策局長

2013年6月

資源エネルギー庁長官

2015年7月

経済産業審議官

2017年4月

当社 非常勤特別参与

2017年8月

当社 副社長執行役員

2018年6月

当社 代表取締役社長(現)

(注)3

普通株式

9,600

 

取締役
 
副社長執行役員
オセアニア事業本部長
海外事業統括

伊藤 成也

1954年9月14日生

1977年4月

インドネシア石油㈱(国際石油開発㈱)入社

2003年6月

同社 取締役経営企画部長

2004年11月

同社 取締役経営企画部長兼広報室長

2005年9月

同社 取締役総務・企画本部本部長補佐、経営企画ユニットジェネラルマネージャー兼広報ユニットジェネラルマネージャー

2006年4月

国際石油開発帝石ホールディングス㈱(現当社)取締役経営企画本部本部長補佐、経営企 画ユニットジェネラルマネージャー兼広報ユニットシニアフェロー

2008年10月

当社 取締役常務執行役員イクシス事業本部長

2016年6月

当社 取締役専務執行役員イクシス事業本部長

2019年6月

当社  取締役副社長執行役員オセアニア事業本部長、海外事業統括(現)

(注)3

普通株式

26,500

取締役
 
副社長執行役員
技術本部長
HSE及び
コンプライアンス担当

池田 隆彦

1955年1月18日生

1978年4月

帝国石油㈱入社

2005年3月

同社 取締役国内本部生産部長 

2007年6月

同社 常務取締役国内本部長兼新潟鉱業所長

2008年10月

当社 取締役常務執行役員国内事業本部長

2014年6月

当社 取締役常務執行役員天然ガス供給本部長

2017年4月

当社 取締役常務執行役員技術本部長

2018年6月

当社 取締役専務執行役員技術本部長、HSE及びコンプライアンス担当

2020年3月

当社 取締役副社長執行役員技術本部長、HSE及びコンプライアンス担当(現)

(注)3

普通株式

32,700

取締役
 
専務執行役員
グローバルエネルギー
営業本部長

矢嶋 慈治

1955年8月11日生

1979年4月

㈱トーメン(現豊田通商㈱)入社

2005年2月

国際石油開発㈱入社

2008年10月

当社 営業第1本部ガス事業ユニットジェネラルマネージャー

2010年6月

当社 執行役員営業第1本部本部長補佐、ガス事業ユニットジェネラルマネージャー

2014年6月

当社 常務執行役員営業第1本部長

2017年4月

当社 常務執行役員グローバルエネルギー営業本部長

2019年6月

当社 取締役専務執行役員グローバルエネルギー営業本部長(現)

(注)3

普通株式

14,700

 

 

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数

(株)

取締役
 
常務執行役員
経営企画本部長
法務担当

橘高 公久

1957年9月23日生

1981年4月

通商産業省(現経済産業省)入省

2007年10月

大臣官房審議官

2008年7月

九州経済産業局長

2010年11月

当社 入社

2012年6月

当社 執行役員経営企画本部本部長補佐、経営企画ユニットジェネラルマネージャー、広報・IRユニットジェネラルマネージャー

2016年6月

当社 取締役常務執行役員経営企画本部長

2019年6月

当社 取締役常務執行役員経営企画本部長、法務担当(現)

(注)3

普通株式

12,100

取締役
 
常務執行役員
総務本部長

佐瀬 信治

1958年8月10日生

1981年4月

インドネシア石油㈱(国際石油開発㈱)入社

2008年10月

当社 総務本部本部長補佐、秘書ユニットジェネラルマネージャー

2010年6月

当社 執行役員営業第1本部本部長補佐、原油営業ユニットジェネラルマネージャー

2016年6月

当社 取締役常務執行役員総務本部長(現)

(注)3

普通株式

32,500

取締役
 
常務執行役員
 財務・経理本部長

 

山田 大介

1960年10月10日生

1984年4月

㈱日本興業銀行(現㈱みずほ銀行)入行

2011年4月

㈱みずほコーポレート銀行執行役員産業調査部長

2012年4月

㈱みずほ銀行執行役員産業調査部長

2013年4月

同行常務執行役員営業店副担当役員
㈱みずほコーポレート銀行常務執行役員営業担当役員

2013年7月

㈱みずほ銀行常務執行役員営業担当役員

2014年4月

㈱みずほフィナンシャルグループ常務執行役員大企業法人ユニット長

2018年4月

同社専務執行役員デジタルイノベーション担当役員(2019年3月退任)

2019年5月

当社 特別参与

2019年6月

当社 常務執行役員財務・経理本部副本部長、財務ユニットジェネラルマネージャー

2020年3月

当社 取締役常務執行役員財務・経理本部長(現)

(注)3

普通株式

1,300

取締役

柳井 準

1950年7月5日生

1973年4月

三菱商事㈱入社

2004年4月

同社 執行役員エネルギー事業グループCEO
補佐

2005年4月

同社 執行役員石油事業本部長

2008年4月

同社 常務執行役員エネルギー事業グループCOO

2011年4月

同社 常務執行役員エネルギー事業グループCEO

2013年4月

同社 副社長執行役員エネルギー事業グループCEO

2013年6月

同社 代表取締役副社長執行役員エネルギー事業グループCEO

2014年4月

同社 代表取締役副社長執行役員エネルギー事業グループCEO兼CCO

2016年6月

同社 顧問(現)

2016年6月

当社 社外取締役(現)

(主な兼職)

三菱商事㈱ 顧問

㈱近鉄エクスプレス 社外取締役

(注)3

取締役

飯尾 紀直

1951年3月2日生

1973年6月

三井物産㈱入社

2005年4月

同社 執行役員エネルギー本部長

2008年4月

同社 常務執行役員欧州・中東・アフリカ本部長

2008年10月

同社 専務執行役員欧州・中東・アフリカ本部長

2009年6月

同社 代表取締役専務執行役員

2009年8月

同社 代表取締役専務執行役員CCO

2010年4月

同社 代表取締役専務執行役員

2011年4月

同社 取締役

2011年6月

同社 顧問(2013年6月退任)

2017年6月

当社 社外取締役(現)

(注)3

 

 

 

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数

(株)

取締役

西村 篤子

1953年5月5日生

1979年4月

外務省入省

1997年6月

中近東アフリカ局アフリカ第一課長

1999年8月

国際連合日本政府代表部参事官/公使

2001年6月

在ベルギー大使館公使

2004年9月

東北大学大学院法学研究科教授(2008年3月退任)

2008年6月

独立行政法人 国際交流基金統括役(2012年3月退任)

2012年4月

独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物資源機構特命参与(2014年3月退任)

2014年4月

特命全権大使 ルクセンブルク国駐箚

2016年7月

特命全権大使 女性・人権人道担当(2017年3月退官)

2017年6月

当社 社外取締役(現)

(主な兼職)

大成建設㈱ 社外取締役

(注)3

取締役

木村 康

1948年2月28日生

1970年4月

日本石油㈱入社

2002年6月

新日本石油㈱取締役

2007年6月

同社 常務取締役執行役員

2010年4月

JXホールディングス㈱取締役(非常勤)

2010年7月

JX日鉱日石エネルギー㈱代表取締役社長 社長執行役員

2012年6月

JXホールディングス㈱代表取締役会長

JX日鉱日石エネルギー㈱代表取締役会長

2017年4月

JXTGホールディングス㈱代表取締役会長

2018年6月

同社 相談役

2019年6月

当社 社外取締役(現)

2019年6月

JXTGホールディングス㈱ 特別理事(現)

(主な兼職)

JXTGホールディングス㈱ 特別理事

日産自動車㈱ 社外取締役

(注)3

取締役

荻野 清

1950年10月22日生

1977年4月

石油資源開発㈱入社

2009年6月

同社 執行役員開発本部副本部長

2010年4月

同社 執行役員開発本部長

2010年6月

同社 常務執行役員

2011年6月

同社 常務取締役執行役員

2014年6月

同社 専務取締役執行役員

2015年6月

同社 代表取締役副社長執行役員

2017年6月

同社 顧問(現)

2019年6月

当社 社外取締役(現)

(主な兼職)

石油資源開発㈱ 顧問

(注)3

取締役

西川 知雄

1948年12月17日生

1972年4月

建設省(現国土交通省)入省(1975年3月退官)

1977年4月

弁護士登録、アンダーソン・毛利・ラビノウ
ィッツ法律事務所(現アンダーソン・毛利・友
常法律事務所)入所、後にパートナー弁護士
(1995年7月退所) 

1979年6月

ハーバードロースクール修了(LL.M.)

1995年8月

小松・狛・西川法律事務所(現あさひ法律事務
所)パートナー弁護士(2002年9月退所)

1996年10月

衆議院議員(神奈川第3区、一期)

2002年10月

西川シドリーオースティン法律事務所・外国
法共同事業代表弁護士 

2006年11月

東北大学監事(2014年3月退任)

2008年4月

東北大学客員教授(2010年3月退任)

2020年1月

西川シドリーオースティン法律事務所・外国
法共同事業パートナー弁護士(現)

2020年3月

当社 社外取締役(現)

(主な兼職)

西川シドリーオースティン法律事務所・外国法共同事業 パートナー弁護士

(注)3

 

 

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数

(株)

常勤監査役

日俣 昇