株式会社ＩＮＰＥＸ 事業の内容 (2014年3月期)

(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75社(うち連結子会社66社)及び関連会社25社(うち持分法適用関連会社19社)並びに関連会社の子会社3社(2014年3月31日現在)により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア(欧州・NIS諸国)」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。
セグメントの区分を事業系統図に示すと、次のとおりであります。

(2)当社グループの埋蔵量

当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法関連適用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)、推定埋蔵量(probable reserves)及び予想埋蔵量(possible 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規則に従って評価しており、推定埋蔵量は石油技術者協会(SPE)、世界石油会議(WPC)、米国石油地質技術者協会(AAPG)及び石油評価技術者協会(SPEE)の4組織によって策定されたPetroleum Resources Management System 2007(PRMS)に基づいて評価した確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計値から米国証券取引委員会規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量となっております。また、予想埋蔵量はPetroleum Resources Management System 2007(PRMS)に従っております。
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定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、巨額投資を伴うなど、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。

①2014年3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関連適用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。
2014年3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12億7,838万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は6兆7,352億立方フィート、合計で25億3,185万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
2012年3月31日時点	16	651	255	6,509	188	-	371	-	0	195	831	7,354
拡張及び発見	-	-	-	-	-	-	-	-	-	63	-	63
買収及び売却	-	-	(24)	(698)	-	-	-	-	9	7	(15)	(691)
前年度分調整	0	7	(1)	(92)	4	42	23	-	(0)	55	26	12
期中生産量	(1)	(49)	(21)	(212)	(9)	-	(31)	-	(0)	(24)	(63)	(284)
2013年3月31日時点	15	609	208	5,507	183	42	363	-	9	296	779	6,454
持分法適用関連会社分
2012年3月31日時点	-	-	2	439	-	-	147	-	1	0	150	439
拡張及び発見	-	-	0	11	-	-	-	-	-	-	0	11
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	10	-	-	-	10	-
前年度分調整	-	-	0	(116)	-	-	12	-	5	0	17	(116)
期中生産量	-	-	(0)	(19)	-	-	(27)	-	-	-	(27)	(19)
2013年3月31日時点	-	-	3	314	-	-	142	-	6	0	151	315
確認埋蔵量 2013年3月31日時点	15	609	211	5,821	183	42	505	-	15	297	929	6,768
連結対象会社分
2013年3月31日時点	15	609	208	5,507	183	42	363	-	9	296	779	6,454
拡張及び発見	7	261	-	3	-	-	408	-	-	22	414	286
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	(0)	(8)	8	12	13	(15)	2	-	(0)	7	23	(4)
期中生産量	(1)	(46)	(17)	(217)	(10)	-	(31)	-	(0)	(37)	(59)	(300)
2014年3月31日時点	21	816	199	5,306	186	27	742	-	9	288	1,157	6,437
持分法適用関連会社分
2013年3月31日時点	-	-	3	314	-	-	142	-	6	0	151	315
拡張及び発見	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	-	-	(1)	(1)	-	-	3	-	(1)	0	1	(1)
期中生産量	-	-	(0)	(15)	-	-	(30)	-	(0)	(0)	(31)	(15)
2014年3月31日時点	-	-	2	298	-	-	115	-	5	1	121	298
確認埋蔵量 2014年3月31日時点	21	816	201	5,603	186	27	857	-	13	289	1,278	6,735
確認開発埋蔵量
連結対象会社分
2014年3月31日時点	14	557	22	399	39	-	543	-	0	140	619	1,096
持分法適用関連会社分
2014年3月31日時点	-	-	1	182	-	-	100	-	5	1	106	183
確認未開発埋蔵量
連結対象会社分
2014年3月31日時点	6	259	178	4,906	147	27	199	-	9	149	539	5,341
持分法適用関連会社分
2014年3月31日時点	-	-	1	116	-	-	15	-	-	-	15	116

(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。2014年3月31日時点、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1億7,098万バレル、天然ガスが約4兆6,414億立方フィート、合計で約10億3,609万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(2014年3月31日時点)には、少数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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区(30%)
ホーンリバー地域(54.91%)
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。

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。
2013年3月31日及び2014年3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93.99円、102.92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。

2013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	12,788,034	960,873	6,238,258	1,702,492	3,736,754	149,658
将来の産出原価及び開発費	(4,119,855)	(176,309)	(2,242,999)	(438,236)	(1,188,643)	(73,669)
将来の法人税	(5,057,270)	(277,685)	(2,078,271)	(265,673)	(2,417,554)	(18,087)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	3,610,909	506,879	1,916,987	998,583	130,557	57,903
年間割引率10%	(2,264,436)	(244,270)	(1,369,592)	(545,223)	(80,178)	(25,172)
標準化された測定方法による将来の	1,346,473	262,609	547,396	453,359	50,379	32,731
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	1,696,889	-	168,545	-	1,470,807	57,537
将来の産出原価及び開発費	(566,833)	-	(76,271)	-	(446,072)	(44,490)
将来の法人税	(974,897)	-	(47,627)	-	(925,608)	(1,662)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	155,159	-	44,647	-	99,127	11,385
年間割引率10%	(63,444)	-	(31,381)	-	(28,798)	(3,265)
標準化された測定方法による将来の	91,715	-	13,266	-	70,330	8,119
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	1,438,188	262,609	560,661	453,359	120,708	40,850

(注)1 以下の鉱区および油田には、少数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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区(30%)
ホーンリバー地域(54.91%)

2014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	17,341,495	1,216,700	6,010,999	1,830,647	8,114,992	168,157
将来の産出原価及び開発費	(5,214,355)	(232,106)	(2,022,074)	(475,798)	(2,430,435)	(53,942)
将来の法人税	(7,756,030)	(390,578)	(1,791,151)	(294,204)	(5,270,507)	(9,589)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	4,371,111	594,016	2,197,774	1,060,645	414,050	104,627
年間割引率10%	(2,724,139)	(353,477)	(1,399,641)	(638,328)	(301,903)	(30,790)
標準化された測定方法による将来の	1,646,972	240,539	798,133	422,316	112,146	73,837
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	1,502,675	-	172,531	-	1,283,450	46,694
将来の産出原価及び開発費	(559,626)	-	(100,520)	-	(422,426)	(36,681)
将来の法人税	(807,541)	-	(37,642)	-	(768,867)	(1,032)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	135,508	-	34,369	-	92,158	8,981
年間割引率10%	(34,528)	-	(18,128)	-	(13,834)	(2,566)
標準化された測定方法による将来の	100,980	-	16,242	-	78,324	6,414
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	1,747,952	240,539	814,375	422,316	190,471	80,252

(注)1 以下の鉱区および油田には、少数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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区(30%)
ホーンリバー地域(54.91%)

(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(2013年4月1日)	1,438,188	262,609	547,396	453,359	50,379	32,731	91,715
変動要因:
産出された油・ガスの販売または移転	(940,350)	(64,803)	(307,805)	(87,312)	(240,554)	(5,615)	(234,260)
油ガス価及び生産単価の純増減	(767,958)	(67,001)	(370,213)	(47,267)	(249,342)	(1,478)	(32,656)
発生した開発費	503,931	-	377,559	49,610	31,463	27,595	17,704
将来の開発費の変動	(49,289)	(4,216)	9,002	(19,356)	(21,508)	(2,474)	(10,737)
埋蔵量の変動	857,625	48,174	99,410	(32,763)	724,450	6,518	11,837
時間の経過による増加	176,596	24,516	83,103	48,498	5,944	5,756	8,779
法人税の変動	389,751	16,311	308,170	14,459	(196,868)	7,794	239,886
拡張及び発見、産出技術の改良	3,398	-	-	-	3,398	-	-
その他	136,061	24,950	51,511	43,087	4,786	3,011	8,714
期末割引現在価値(2014年3月31日)	1,747,952	240,539	798,133	422,316	112,146	73,837	100,980

(注)1 以下の鉱区および油田には、少数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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区 (30%)
ホーンリバー地域(54.91%)
2 「拡張及び発見、産出技術の改良」には、買収及び売却を含みます。

③2014年3月31日現在の推定埋蔵量(probable reserves)及び予想埋蔵量(possible reserves)

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及び天然ガスの推定埋蔵量及び予想埋蔵量です。2014年3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の推定埋蔵量は8億5,366万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は6兆0,269億立方フィート、合計で19億4,544万BOE(原油換算量:Barrels of Oil Equivalent)となっております。また、2014年3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の予想埋蔵量は1億2,134万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は2兆5,560億立方フィート、合計で6億0,476万BOE(原油換算:Barrels of Oil Equivalent)となっております。

2014年3月31日時点
推定埋蔵量	日本	アジア・	ユーラシア	中東・	米州	小計	持分法適用	合計
		オセアニア		アフリカ			関連会社分
原油・コンデンセート・ LPG (MMbbls)	2	176	368	190	89	825	29	854
天然ガス(Bcf)	80	5,724	126	-	49	5,979	48	6,027
予想埋蔵量	日本	アジア・	ユーラシア	中東・	米州	小計	持分法適用	合計
		オセアニア		アフリカ			関連会社分
原油・コンデンセート・ LPG (MMbbls)	2	87	4	2	10	105	16	121
天然ガス(Bcf)	65	2,349	-	-	36	2,450	106	2,556

(注)1 MMbbls:百万バレル
2 Bcf:十億立方フィート
3 米州の原油・コンデンセート・LPGの推定埋蔵量・予想埋蔵量にはビチューメンの埋蔵量が含まれています。