株式会社ＩＮＰＥＸ 事業の内容 (2017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74社(うち連結子会社64社)及び関連会社26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3社(2017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(SEC)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。

①2017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。
2017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2,210百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は5,891十億立方フィート、合計で3,304百万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
2015年3月31日時点	19	765	204	5,123	192	27	695	-	13	343	1,123	6,258
拡張及び発見	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	975	-	-	-	975	-
前年度分調整	0	(0)	1	(73)	3	(6)	37	-	(0)	(160)	41	(240)
期中生産量	(1)	(44)	(17)	(243)	(12)	-	(32)	-	(2)	(32)	(64)	(319)
2016年3月31日時点	18	721	187	4,807	184	21	1,675	-	10	151	2,075	5,700
持分法適用関連会社分
2015年3月31日時点	-	-	2	302	-	-	87	-	1	0	90	302
拡張及び発見	-	-	-	-	-	-	2	-	-	-	2	-
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	-	-	(0)	44	-	-	9	-	(0)	(0)	9	44
期中生産量	-	-	(0)	(22)	-	-	(32)	-	(1)	(0)	(33)	(22)
2016年3月31日時点	-	-	1	325	-	-	67	-	-	-	69	325
確認埋蔵量 2016年3月31日時点	18	721	189	5,132	184	21	1,742	-	10	151	2,143	6,025
連結対象会社分
2016年3月31日時点	18	721	187	4,807	184	21	1,675	-	10	151	2,075	5,700
拡張及び発見	-	-	0	3	-	-	-	-	2	-	3	3
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	(0)	(15)	8	35	44	106	134	-	(0)	(37)	185	89
期中生産量	(1)	(46)	(11)	(222)	(11)	(2)	(64)	-	(2)	(16)	(89)	(286)
2017年3月31日時点	17	659	184	4,624	217	125	1,746	-	10	99	2,173	5,506
持分法適用関連会社分
2016年3月31日時点	-	-	1	325	-	-	67	-	-	-	69	325
拡張及び発見	-	-	1	99	2	-	-	-	-	-	3	99
買収及び売却	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
前年度分調整	-	-	0	(19)	-	-	(1)	-	-	-	(1)	(19)
期中生産量	-	-	(0)	(20)	-	-	(34)	-	-	-	(34)	(20)
2017年3月31日時点	-	-	2	385	2	-	32	-	-	-	36	385
確認埋蔵量 2017年3月31日時点	17	659	186	5,008	219	125	1,778	-	10	99	2,210	5,891
確認開発埋蔵量
連結対象会社分
2017年3月31日時点	17	659	18	250	212	125	1,086	-	8	73	1,341	1,107
持分法適用関連会社分
2017年3月31日時点	-	-	1	245	2	-	32	-	-	-	35	245
確認未開発埋蔵量
連結対象会社分
2017年3月31日時点	-	-	166	4,374	5	-	659	-	2	26	832	4,400
持分法適用関連会社分
2017年3月31日時点	-	-	1	140	0	-	0	-	-	-	1	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。2017年3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171百万バレル、天然ガスが約4,369十億立方フィート、合計で約988百万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(2017年3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(55%)
米州 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。
2016年3月31日及び2017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112.69円、112.20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。

2016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	14,328,314	955,158	3,742,129	809,247	8,753,540	68,239
将来の産出原価及び開発費	(6,088,070)	(211,896)	(1,716,381)	(511,299)	(3,612,235)	(36,260)
将来の法人税	(5,531,024)	(238,524)	(334,222)	(27,372)	(4,930,907)	-
割引前の将来純キャッシュ・フロー	2,709,219	504,739	1,691,527	270,576	210,399	31,979
年間割引率10%	(1,728,279)	(289,832)	(1,065,735)	(131,228)	(233,386)	(8,098)
標準化された測定方法による将来の	980,941	214,907	625,792	139,347	(22,987)	23,881
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	624,922	-	265,685	-	359,237	-
将来の産出原価及び開発費	(339,324)	-	(136,523)	-	(200,362)	(2,439)
将来の法人税	(196,338)	-	(52,679)	-	(143,658)	-
割引前の将来純キャッシュ・フロー	89,260	-	76,483	-	15,216	(2,439)
年間割引率10%	(42,538)	-	(41,347)	-	(1,305)	113
標準化された測定方法による将来の	46,723	-	35,136	-	13,912	(2,325)
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	1,027,663	214,907	660,929	139,347	(9,075)	21,556

(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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区(30%)
ホーンリバー地域(54.91%)

2017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	14,741,958	807,066	3,461,061	986,542	9,428,165	59,125
将来の産出原価及び開発費	(6,107,307)	(205,172)	(1,575,183)	(488,261)	(3,808,367)	(30,323)
将来の法人税	(5,640,443)	(197,443)	(229,642)	(76,036)	(5,137,321)	-
割引前の将来純キャッシュ・フロー	2,994,209	404,450	1,656,236	422,245	482,477	28,801
年間割引率10%	(1,703,796)	(223,457)	(906,048)	(212,187)	(355,021)	(7,083)
標準化された測定方法による将来の	1,290,413	180,994	750,188	210,057	127,456	21,718
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	436,409	-	250,066	10,539	175,804	-
将来の産出原価及び開発費	(244,249)	-	(148,254)	(5,956)	(87,531)	(2,507)
将来の法人税	(132,993)	-	(44,227)	(2,315)	(86,451)	-
割引前の将来純キャッシュ・フロー	59,168	-	57,584	2,268	1,823	(2,507)
年間割引率10%	(31,947)	-	(32,659)	(291)	886	117
標準化された測定方法による将来の	27,220	-	24,925	1,977	2,709	(2,391)
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	1,317,633	180,994	775,113	212,034	130,165	19,327

(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(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(2016年4月1日)	1,027,663	214,907	625,792	139,347	(22,987)	23,881	46,723
変動要因:
産出された油・ガスの販売または移転	(524,974)	(42,940)	(132,557)	(36,591)	(194,922)	(7,831)	(110,133)
油ガス価及び生産単価の純増減	(11,168)	(28,955)	(45,984)	24,732	60,325	406	(21,696)
発生した開発費	393,977	3,521	241,185	48,234	70,091	3,047	27,898
将来の開発費の変動	(110,918)	(1,212)	(124,205)	4,730	5,103	(2,177)	6,843
埋蔵量の変動	193,213	(4,134)	43,360	21,405	115,777	3,096	13,710
時間の経過による増加	122,860	18,788	81,347	16,003	1,066	1,878	3,778
法人税の変動	227,578	21,953	61,551	(7,153)	92,902	-	58,325
拡張及び発見、産出技術の改良	1,977	-	-	-	-	-	1,977
その他	(2,575)	(934)	(301)	(650)	100	(587)	(203)
期末割引現在価値(2017年3月31日)	1,317,633	180,994	750,188	210,057	127,456	21,718	27,220

(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(55%)
米州 コパ・マコヤ鉱区(30%)
ホーンリバー地域(54.91%)

③2017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。2017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521百万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は4,827十億立方フィート、合計で1,389百万BOE(原油換算量:Barrels of Oil Equivalent)となっております。また、2017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99百万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は2,323十億立方フィート、合計で540百万BOE(原油換算:Barrels of Oil Equivalent)となっております。

2017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	125	129	257	0	513	8	521
天然ガス(Bcf)	63	4,709	3	-	1	4,776	51	4,827
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	78	1	6	7	93	7	99
天然ガス(Bcf)	63	2,202	-	-	4	2,268	54	2,323

(注)1 MMbbls:百万バレル
2 Bcf:十億立方フィート