株式会社ＩＮＰＥＸ 事業の内容 (2015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65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(2015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)、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。

①2015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。
2015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12億1,327万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は6兆5,606億立方フィート、合計で24億3,437万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
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
連結対象会社分
2014年3月31日時点	21	816	199	5,306	186	27	742	-	9	288	1,157	6,437
拡張及び発見	-	-	18	182	13	-	-	-	3	63	34	245
買収及び売却	-	-	(9)	(269)	-	-	-	-	1	1	(8)	(268)
前年度分調整	(0)	(9)	12	121	3	0	(16)	-	(0)	29	(2)	140
期中生産量	(1)	(42)	(15)	(217)	(10)	-	(31)	-	(0)	(38)	(58)	(296)
2015年3月31日時点	19	765	204	5,123	192	27	695	-	13	343	1,123	6,258
持分法適用関連会社分
2014年3月31日時点	-	-	2	298	-	-	115	-	5	1	121	298
拡張及び発見	-	-	0	20	-	-	5	-	-	-	5	20
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	-	-	(0)	9	-	-	(1)	-	(3)	(0)	(4)	8
期中生産量	-	-	(0)	(24)	-	-	(31)	-	(1)	(0)	(31)	(24)
2015年3月31日時点	-	-	2	302	-	-	87	-	1	0	90	302
確認埋蔵量 2015年3月31日時点	19	765	206	5,425	192	27	783	-	13	343	1,213	6,561
確認開発埋蔵量
連結対象会社分
2015年3月31日時点	13	513	22	442	46	-	520	-	10	192	611	1,146
持分法適用関連会社分
2015年3月31日時点	-	-	1	166	-	-	73	-	1	0	75	167
確認未開発埋蔵量
連結対象会社分
2015年3月31日時点	6	252	182	4,681	146	27	175	-	3	151	512	5,112
持分法適用関連会社分
2015年3月31日時点	-	-	1	136	-	-	15	-	-	-	15	136

(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。2015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1億8,107万バレル、天然ガスが約4兆5,549億立方フィート、合計で約10億3,208万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(2015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。
2014年3月31日及び2015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102.92円、120.27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。

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%)

2015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	16,826,527	1,373,830	6,518,619	1,787,325	6,935,269	211,485
将来の産出原価及び開発費	(5,420,750)	(279,282)	(2,143,400)	(563,719)	(2,373,944)	(60,405)
将来の法人税	(6,619,499)	(379,336)	(1,792,785)	(235,731)	(4,200,930)	(10,718)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	4,786,278	715,212	2,582,434	987,875	360,395	140,363
年間割引率10%	(2,740,756)	(414,963)	(1,445,090)	(552,389)	(288,615)	(39,699)
標準化された測定方法による将来の	2,045,522	300,249	1,137,344	435,486	71,780	100,663
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	1,283,858	-	384,759	-	890,520	8,579
将来の産出原価及び開発費	(578,892)	-	(117,127)	-	(453,308)	(8,457)
将来の法人税	(538,253)	-	(128,356)	-	(409,898)	-
割引前の将来純キャッシュ・フロー	166,713	-	139,276	-	27,315	122
年間割引率10%	(82,534)	-	(78,062)	-	(4,453)	(19)
標準化された測定方法による将来の	84,179	-	61,214	-	22,862	103
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	2,129,701	300,249	1,198,557	435,486	94,643	100,766

(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(2014年4月1日)	1,747,952	240,539	798,133	422,316	112,146	73,837	100,980
変動要因:
産出された油・ガスの販売または移転	(933,684)	(46,427)	(265,325)	(70,193)	(267,861)	(17,081)	(266,797)
油ガス価及び生産単価の純増減	(1,289,599)	12,487	(409,334)	(170,468)	(591,895)	(25,668)	(104,722)
発生した開発費	431,664	1,822	318,607	24,570	53,866	12,129	20,670
将来の開発費の変動	(198,468)	(7,012)	20,083	(38,914)	(54,786)	(9,473)	(108,367)
埋蔵量の変動	210,367	(4,584)	94,716	109,456	(58,664)	43,889	25,554
時間の経過による増加	213,577	25,354	112,742	47,880	13,732	8,624	5,245
法人税の変動	1,503,911	37,521	179,852	39,546	850,306	2,092	394,593
拡張及び発見、産出技術の改良	153,338	-	153,338	-	-	-	-
その他	290,644	40,550	134,532	71,292	14,935	12,313	17,023
期末割引現在価値(2015年3月31日)	2,129,701	300,249	1,137,344	435,486	71,780	100,663	84,179

(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%)

③2015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。2015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7億1,462万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は4兆9,866億立方フィート、合計で16億967万BOE(原油換算量:Barrels of Oil Equivalent)となっております。また、2015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1億453万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は2兆4,931億立方フィート、合計で5億7,566万BOE(原油換算:Barrels of Oil Equivalent)となっております。

2015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	138	351	198	2	691	24	715
天然ガス(Bcf)	74	4,724	91	-	63	4,952	35	4,987
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	82	2	0	6	93	12	105
天然ガス(Bcf)	65	2,229	-	-	86	2,380	113	2,493

(注)1 MMbbls:百万バレル
2 Bcf:十億立方フィート