ＩＮＰＥＸ

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88社及び関連会社等30社（2025年12月31日現在）により構成されており、主要な事業の内容と主要な関係会社の当該事業における位置づけは、以下のとおりであります。 また、当社は特定上場会社等であります。特定上場会社等に該当することにより、インサイダー取引規制の重要事実の軽微基準については連結ベースの数値に基づいて判断することとなります。 主要な会社の詳細は、「４　関係会社の状況」に記載しております。 (2）当社グループの埋蔵量 当社は、当社並びに子会社及び関連会社等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。 ①　2025年12月31日現在の確認埋蔵量 下記の表は、当社並びに子会社及び関連会社等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」に準拠し地域別に開示しております。 2025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2,441百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は3,562十億立方フィート、合計で3,115百万BOE（原油換算量：Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本 　 豪州・ 東南アジア 　 欧州・アブダビ 及びその他 　 合計 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) 当社及び子会社分 2023年12月31日時点 　 14 　 576 　 109 　 3,360 　 2,622 　 232 　 2,745 　 4,168 拡張及び発見 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 買収及び売却 　 － 　 － 　 2 　 68 　 － 　 － 　 2 　 68 前年度分調整 　 (1) 　 (63) 　 5 　 15 　 (32) 　 (7) 　 (29) 　 (54) 期中生産量 　 (1) 　 (29) 　 (16) 　 (390) 　 (123) 　 (26) 　 (140) 　 (445) 2024年12月31日時点 　 12 　 484 　 100 　 3,054 　 2,466 　 199 　 2,578 　 3,737 関連会社等分 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 2023年12月31日時点 　 － 　 － 　 1 　 234 　 1 　 － 　 3 　 234 拡張及び発見 　 － 　 － 　 0 　 4 　 － 　 － 　 0 　 4 買収及び売却 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 前年度分調整 　 － 　 － 　 0 　 25 　 (1) 　 － 　 (1) 　 25 期中生産量 　 － 　 － 　 (0) 　 (30) 　 － 　 － 　 (0) 　 (30) 2024年12月31日時点 　 － 　 － 　 1 　 233 　 － 　 － 　 1 　 233 確認埋蔵量    2024年12月31日時点 　 12 　 484 　 102 　 3,287 　 2,466 　 199 　 2,580 　 3,969 当社及び子会社分 2024年12月31日時点 　 12 　 484 　 100 　 3,054 　 2,466 　 199 　 2,578 　 3,737 拡張及び発見 　 － 　 － 　 － 　 － 　 8 　 11 　 8 　 11 買収及び売却 　 － 　 － 　 － 　 － 　 15 　 15 　 15 　 15 前年度分調整 　 (0) 　 (19) 　 (10) 　 50 　 (6) 　 (16) 　 (16) 　 15 期中生産量 　 (1) 　 (27) 　 (15) 　 (377) 　 (129) 　 (23) 　 (145) 　 (427) 2025年12月31日時点 　 11 　 438 　 75 　 2,727 　 2,354 　 185 　 2,440 　 3,350 関連会社等分 2024年12月31日時点 　 － 　 － 　 1 　 233 　 － 　 － 　 1 　 233 拡張及び発見 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 買収及び売却 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 前年度分調整 　 － 　 － 　 (0) 　 12 　 － 　 － 　 (0) 　 12 期中生産量 　 － 　 － 　 (0) 　 (32) 　 － 　 － 　 (0) 　 (32) 2025年12月31日時点 　 － 　 － 　 1 　 213 　 － 　 － 　 1 　 213 確認埋蔵量    2025年12月31日時点 　 11 　 438 　 77 　 2,939 　 2,354 　 185 　 2,441 　 3,562 確認開発埋蔵量 当社及び子会社分 2025年12月31日時点 　 11 　 438 　 63 　 2,245 　 1,388 　 206 　 1,462 　 2,889 関連会社等分 2025年12月31日時点 　 － 　 － 　 1 　 191 　 － 　 － 　 1 　 191 確認未開発埋蔵量 当社及び子会社分 2025年12月31日時点 　 － 　 － 　 12 　 481 　 966 　 (21) 　 978 　 460 関連会社等分 2025年12月31日時点 　 － 　 － 　 0 　 22 　 － 　 － 　 0 　 22 （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。2025年12月31日時点で、当社が豪州に保有する確認埋蔵量は、原油が約73百万バレル、天然ガスが約2,643十億立方フィート、合計で約578百万BOE（原油換算：Barrels of Oil Equivalent）となっています。 ２　以下の鉱区及び油田の確認埋蔵量（2025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。 欧州・アブダビ及びその他　ACG油田（49.00％）、カシャガン油田（49.00％）、スノーレ油田等（49.49％）、アブダビ陸上鉱区（34.24％） 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」に準拠し地域別に開示しております。 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。 2024年12月31日及び2025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158.17円、156.54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。 2024年12月31日時点 （単位）百万円 当社及び子会社分 　 合計 　 日本 　 豪州・ 東南アジア 　 欧州・アブダビ 及びその他 将来キャッシュ・インフロー 　 35,914,129 　 1,199,083 　 3,507,614 　 31,207,432 将来の産出原価及び開発費 　 (12,419,650) 　 (345,814) 　 (1,335,016) 　 (10,738,819) 将来の法人税 　 (17,964,501) 　 (258,970) 　 (569,468) 　 (17,136,064) 割引前の将来純キャッシュ・フロー 　 5,529,977 　 594,299 　 1,603,130 　 3,332,549 年間割引率10％ 　 (2,429,090) 　 (343,140) 　 (398,067) 　 (1,687,883) 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 　 3,100,888 　 251,159 　 1,205,063 　 1,644,666 関連会社等分 将来キャッシュ・インフロー 　 395,590 　 － 　 395,590 　 － 将来の産出原価及び開発費 　 (159,169) 　 － 　 (159,169) 　 － 将来の法人税 　 (66,560) 　 － 　 (66,560) 　 － 割引前の将来純キャッシュ・フロー 　 169,861 　 － 　 169,861 　 － 年間割引率10％ 　 (64,331) 　 － 　 (64,331) 　 － 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 　 105,530 　 － 　 105,530 　 － 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 　 3,206,418 　 251,159 　 1,310,592 　 1,644,666 （注）１　以下の鉱区及び油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。 欧州・アブダビ及びその他　ACG油田（49.00％）、カシャガン油田（49.00％）、スノーレ油田等（49.49％）、アブダビ陸上鉱区（34.24％） ２　上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 2025年12月31日時点 （単位）百万円 当社及び子会社分 　 合計 　 日本 　 豪州・ 東南アジア 　 欧州・アブダビ 及びその他 将来キャッシュ・インフロー 　 29,469,958 　 997,437 　 2,575,751 　 25,896,770 将来の産出原価及び開発費 　 (11,222,988) 　 (412,040) 　 (1,175,912) 　 (9,635,036) 将来の法人税 　 (14,066,039) 　 (196,070) 　 (355,068) 　 (13,514,900) 割引前の将来純キャッシュ・フロー 　 4,180,931 　 389,328 　 1,044,770 　 2,746,834 年間割引率10％ 　 (1,810,828) 　 (208,573) 　 (227,760) 　 (1,374,495) 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 　 2,370,103 　 180,754 　 817,010 　 1,372,339 関連会社等分 将来キャッシュ・インフロー 　 314,241 　 － 　 314,241 　 － 将来の産出原価及び開発費 　 (139,465) 　 － 　 (139,465) 　 － 将来の法人税 　 (36,875) 　 － 　 (36,875) 　 － 割引前の将来純キャッシュ・フロー 　 137,901 　 － 　 137,901 　 － 年間割引率10％ 　 (52,080) 　 － 　 (52,080) 　 － 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 　 85,821 　 － 　 85,821 　 － 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 　 2,455,924 　 180,754 　 902,831 　 1,372,339 （注）１　以下の鉱区及び油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。 欧州・アブダビ及びその他　ACG油田（49.00％）、カシャガン油田（49.00％）、スノーレ油田等（49.49％）、アブダビ陸上鉱区（34.24％） 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 　 豪州・ 東南アジア 　 欧州・アブダビ 及びその他 　 関連会社等分 期首割引現在価値（2025年1月1日） 　 3,206,418 　 251,159 　 1,205,063 　 1,644,666 　 105,530 変動要因： 　 － 　 － 　 － 　 － 　 － 産出された油・ガスの販売または移転 　 (1,597,768) 　 (49,325) 　 (370,635) 　 (1,138,402) 　 (39,405) 油ガス価及び生産単価の純増減 　 (1,563,428) 　 (50,068) 　 (199,075) 　 (1,280,749) 　 (33,535) 発生した開発費 　 219,228 　 1,436 　 44,505 　 160,574 　 12,714 将来の開発費の変動 　 (241,898) 　 (17,259) 　 (44,833) 　 (179,175) 　 (630) 埋蔵量の変動 　 68,126 　 626 　 (59,935) 　 116,918 　 10,517 時間の経過による増加 　 266,245 　 21,448 　 92,994 　 142,908 　 8,896 法人税の変動 　 2,136,301 　 25,327 　 161,346 　 1,926,805 　 22,822 拡張及び発見、産出技術の改良及び買収・売却 　 (4,257) 　 － 　 － 　 (4,257) 　 － その他 　 (33,043) 　 (2,588) 　 (12,419) 　 (16,949) 　 (1,088) 期末割引現在価値（2025年12月31日） 　 2,455,924 　 180,754 　 817,010 　 1,372,339 　 85,821 （注）１　以下の鉱区及び油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。 欧州・アブダビ及びその他　ACG油田（49.00％）、カシャガン油田（49.00％）、スノーレ油田等（49.49％）、アブダビ陸上鉱区（34.24％） ２　上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。

１【経営方針、経営環境及び対処すべき課題等】 ①　経営環境 2022年以降、ロシアによるウクライナ侵攻、中東情勢の不安定化に伴い、「エネルギーの安定供給」の重要性が再認識されています。また、大幅な円安や物価のインフレーションの傾向に加え、将来の国際通商ルールの変更、自然災害・紛争等のリスクについても考慮しておく必要があります。 気候変動対応の観点からは、世界では、2050年ネットゼロ実現に向けた野心的な目標を堅持しながらも、各国の置かれた固有の状況や技術進展の度合いを踏まえ、経済合理性やエネルギーの安定供給との間でバランスを取る現実路線への転換が進んでいるという認識です。中長期的なエネルギー需要の視点に目を向けると、世界の人口の拡大、新興国を中心とした経済成長等により、エネルギー需要が持続的に増加する基調は変わらないものと想定しています。石油・天然ガスのうち特に天然ガス需要については、中長期的にもアジアを中心に堅調な需要が見込まれています。 日本では、2025年２月に第７次エネルギー基本計画が示され、エネルギー政策の大前提はS+3E（安全性の確保（Safety）、エネルギー安定供給（Energy Security）、経済効率性（Economic Efficiency）、環境適合性（Environment））であり、これらの最適なバランスを追求していくことがエネルギー政策の基本的視点であることが再確認されました。同計画において、石油・天然ガスの自主開発比率目標は、第６次エネルギー基本計画の目標水準(2030年に50％以上、2040年には60％以上)が維持されており、引き続き自主開発の更なる推進が必要です。 このような状況下、当社としては、事業環境を考えるうえで特に以下の３つの点を考慮に入れて経営に取り組む必要があると考えています。 天然ガス/LNGの重要性が高まること： ネットゼロへの移行過程において、天然ガス/LNGは他の化石燃料と比較してGHG排出原単位も相対的に小さいため、「現実的な移行期の燃料」として重要性が高まっていくものと考えています。 多様な低炭素対策を並行して進める必要があること： ネットゼロへの移行には、地域ごとの事情や移行の段階に応じて適切な手段を選択することが重要です。再生可能エネルギーの導入を推進することに加えて、既存の石油・天然ガス生産施設へのCCS導入や、水素/アンモニアを活用していくこと等も、現実的なエネルギー・トランジションのための道筋となると考えています。 ネットゼロを見据えたエネルギー供給システムの強靭化と高度化が必要であること： 発展途上国での電力需要増加に加え、先進国でも半導体製造やAI需要により電力消費の再増加が予測されています。また、再生可能エネルギー導入拡大に伴う需給調整の課題から、電力供給システムの高度化が必要となっており、そのために必要となる鉱物や希少資源の重要性も高まっています。 ②　経営方針 当社は、2025年２月に「INPEX Vision 2035 『責任あるエネルギー・トランジションの実現』」(以下、「INPEX Vision 2035」)を発表しました。「INPEX Vision 2035」では、上述の経営環境認識を踏まえつつ、2035年に向けた当社の長期戦略を示すとともに、2025年から2027年までの３年間の中期経営計画を策定し、当面の具体的な取組みと目標を示しています。 2050年ネットゼロ社会実現に向けて現実的な解決策を探る国内外の様々な動きは、当社にとって、更なる飛躍 の機会と捉えています。当社はこの「INPEX Vision 2035」に基づき、我が国及び世界のエネルギー需要に応えるべく取り組んでまいります。 ＜2025-2027年中期経営計画の進捗総括＞ ＜INPEX Vision 2035＞ 2035年に向けてINPEXが実現していくこと なお、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、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。

３【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。 Ｉ．事業等の主要なリスク １　石油・天然ガス開発事業の特徴及びリスクについて (1）災害・事故・システム障害等のリスク 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。また、操業に当たって様々な情報システムを利用していることから、これらの情報システムには安全対策が施されているものの、自然災害やサイバー攻撃等により、予期せぬ障害が発生し、操業が停止するリスクがあります。このような情報システムの予期せぬ障害、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ることがあり更には、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ます。また、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。 また、当社グループの関連プロジェクトで労働争議が行われた場合や、新型コロナウイルス感染症等の感染症の流行・拡大により、操業に必要な従業員等の不足、資機材・サービス等の調達や生産物の輸送の困難、産油国政府による操業停止の指示・命令、共同事業を行っている場合のパートナーの方針変更等が生じた場合には、一部又は全部の操業が停止・遅延する可能性があります。 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から気化ガスを製造しておりますが、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、国内ガス田のトラブルにより国産ガスの生産ができない場合、あるいはパイプラインネットワーク上における事故、災害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。 これらの災害・事故・システム障害等のリスクについては、かかるリスクが顕在化することがないよう事故等の発生の未然防止に努めておりますが、リスクは常時あり、顕在化した場合には当社グループの業績に多大な悪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、可能かつ妥当な範囲において、損害保険を付保することとしておりますが、すべての損害を填補し得ない可能性があり、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。 (2）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。 当社グループでは、探鉱活動に係る支出について、成功成果法（サクセスフル・エフォート・メソッド）を用いて会計処理しております。権益取得費、探査井及び評価井に直接関連するすべての支出は、石油・ガス資産（探鉱・評価資産）として認識し、その後ドライホールと判断された場合には探鉱費を計上し、商業採算性を確保する見込みが損なわれた場合には減損損失を計上しております。地質調査及び地球物理探査費用、並びに探査井及び評価井に関連しない支出等のその他の探鉱段階において発生する支出は、発生時に探鉱費に計上しております。 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。 (3）生産量の特定地域及び鉱区への依存度 当社グループは、豪州のイクシスガス・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、豪州、アブダビ、東南アジア、日本、欧州という５つのコアエリアに加え、カスピ海沿岸地域を含むユーラシア等に幅広く分散していますが、2025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豪州及び東南アジア地域が約40％、アブダビ及びユーラシア等地域が約54％と、２つの地域でその大部分を占めております。 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悪影響を及ぼす可能性があります。 (4）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ケースが多くあります。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、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。また、販売契約・供給契約の契約期間中に販売条件の変更があった場合や、プロジェクトの一部又は全部の操業が停止・遅延したこと、想定外の需要変動が発生したこと等により当社が第三者から追加の天然ガスを購入・調達する必要が生じた場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。 (5）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）について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又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経済的に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（関連会社等分を含む）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１　企業の概況　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　推定埋蔵量（probable reserves） 主要な推定埋蔵量（probable reserves）についても自社にて評価を実施しており、石油技術者協会（SPE）などが策定した基準であるPRMS（Petroleum Resources Management System）に従い、評価・算定しています。なお、推定埋蔵量の算定に用いる将来の油価見通しについては、米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10(a)と同様の、期中の月初油価・ガス価平均価格を使用しております。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。推定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。また、主要プロジェクトの2P埋蔵量評価については、定期的に米国の独立石油コンサルティング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの認証を受けております。 ③　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。また、当社グループの想定を上回るスピードでネットゼロへの移行が進んだ場合には、埋蔵量が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、ネットゼロへの移行等により変動する可能性があります。 (6）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、豪州やインドネシアなどにおける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悪影響を及ぼす可能性があります。 (7）共同事業 石油・天然ガス開発事業では、前述のとおり、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悪影響を及ぼす可能性があります。 (8）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又はその変更、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。 (9）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（ネットゼロの進展による需要の下押し圧力の強まりを含みます。）、世界経済（感染症等の世界的な流行・拡大による経済活動の縮小の影響を含みます。）及び金融市場の状況、さらには、産油国政府の方針や産油国間における生産量等に関する合意の動向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。油価が１バレル当たり１米ドル変動すると、2026年12月期の損益は年間55億円増減することになると期初時点では試算されます。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。 なお、当社は一部油価変動リスクを減じる手段を講じる場合がありますが、かかる手段は当社の油価変動リスクを全てカバーするものではなく、油価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。 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。 米ドル・円の為替レートが１円変動すると、外貨建て売上及び原価等の増減により、2026年12月期の損益は年間30億円増減することになると試算されます。なお、当社は一部為替リスクを減じる手段を講じる場合がありますが、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 当社グループでは事業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変動金利ベースの長期借入です。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　気候変動に関するリスクについて パリ協定目標の達成に向けて、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、TCFD提言に沿って気候変動に関するリスクを特定、評価、管理しています。詳細については、「２　サステナビリティに関する考え方及び取組　(2)気候変動対応　②戦略　(ｂ)リスク及び機会」に記載しております。 ４　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（国際紛争、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悪影響を及ぼす可能性があります。 上記の１．～４．の各種リスクに対応するため、個別のプロジェクトにおける対応として、経済性評価及びリスク評価に係るガイドラインを導入し、主要リスクを認識しております。 石油・天然ガス上流事業における新規プロジェクトの取得に際しては、経営企画本部により一元的に採否の分析・検討を行うとともに、関係部署と連携の上でリスク対応を行っています。既存プロジェクトについても、探鉱、評価、開発等の各フェーズにおける技術的な評価等を組織横断的に行うための仕組みとして「INPEX Value Assurance System（IVAS）審査会」を運営するとともに、原則最低年１回は経済性評価とリスク評価を実施し、そのうち、主要プロジェクトについては毎年取締役会にリスク評価結果の概要を報告しております。 再生可能エネルギー事業や水素・CCUS事業に関しては、再生可能エネルギー・電力ソリューション事業本部及び低炭素ソリューション事業本部がそれぞれ担当する事業の総合調整をしており、経済性評価及びリスク評価・対応を実施しています。新規プロジェクトの取得に際しては、INPEX Value Assurance System(IVAS)審査会や外部専門家の検証を実施するとともに、重要なプロジェクトについてはリスク評価結果の概要を取締役会にて報告しております。 当社事業全般に係るリスク対応として、大規模な事故や災害等による緊急事態に対応できる能力を高めるため、緊急時・危機対応計画書を策定・維持するとともに、平時より緊急時対応訓練を定期的に実施する等、積極的にリスク管理に努めております。また、重要な業務を停止させないために事業継続計画（BCP）を策定し、適宜見直しを行っております。加えて、緊急事態レベルに応じた緊急時対応体制を整備しています。最も危機レベルの高い緊急事態が発生した場合においては、代表取締役社長を危機管理統括責任者とするコーポレート危機対策本部を設置し、当社全体で情報共有体制を確立し、全社的な対応策を定め実行します。 また、情報セキュリティ委員会を定期的及び随時に開催し、組織的・体系的な情報セキュリティ対策を講じるとともに、情報漏えい防止を含む教育・訓練を実施しております。 HSE（健康・安全・環境）リスクに関しては、当社の事業活動における安全衛生、プロセスセーフティ、環境保全の継続的改善を推進するため、HSEマネジメントシステムで定めるHSEリスク管理要領に基づき、事業所毎にHSEリスクの特定、分析・評価を行っています。また、リスク対応策を策定、実行するとともに、HSEリスクを監視するため、リスク管理状況を定期的に本社に報告させ、本社ではこれを確認しております。さらに、セキュリティに関するリスク等についても、関連する要領や指針をもとに全社的な管理に取り組んでおります。さらにノンオペレータープロジェクトのHSE管理についても、各プロジェクトのリスクに応じたHSE関与を推進しております。セーフティリスクに関しては、「２　サステナビリティに関する考え方及び取組　(3)セーフティ　②戦略　(ｂ)リスク及び機会」に記載しております。 原油・天然ガス価格、為替、金利、及び有価証券価格に関しては、各変動リスクを特定し、それらの管理・ヘッジ方法を定めることで財務リスク管理を行っております。 気候変動対応に関しては、「２　サステナビリティに関する考え方及び取組　(2)気候変動対応　②戦略　(ｂ)リスク及び機会」に記載しております。 カントリーリスクに関しては、事業を行う国や地域のカントリーリスク管理に係るガイドラインを制定し、リスクの高い国には累積投資残高の限度額を設定する等の管理を行っております。 このほか、リーガルリスクについては、リーガルユニットを独立した組織とすることで、重要な契約や訴訟等について、事業部門及び経営陣へ適切に法的助言ができる体制を整備し、また国内外の事業への法務サポート機能を充実させております。 これらのリスク対応を講じることで、リスクの管理及び影響の低減に努めているものの、全てのリスク対象をカバーするものではなく、また、個々の事象において影響を完全に取り除くものではありません。 Ⅱ．事業等のその他のリスク １　生産分与契約について 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　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23.74％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23.74％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」という。）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」という。）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「４　甲種類株式について」に記載しております。 ３　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」という。）及び統合基本合意書に附属する覚書（以下「覚書」という。）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（現株式会社INPEX南西カスピ海石油）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。経済産業大臣が保有する当該株式について、一般競争入札を経て、当社が取得することについて合意し、2026年２月に株式売買契約を締結しました。 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」という。）、インペックスマセラアラフラ海石油株式会社（現株式会社INPEXマセラ）、インペックス北カスピ海石油株式会社（現株式会社INPEX北カスピ海石油）、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」に記載しております。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、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構（以下「資源機構」という。）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、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。 なお、今後の本事業の在り方については、現下の国際情勢、政府等の動向を踏まえつつ、当社としても適切に対応してまいります。 ４　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」という。）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「３　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４年経済産業省告示第54号（以下「告示」という。）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。 ・重要な資産の全部又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。 ５　兼任社外取締役について 当社は、2026年３月27日開催予定の定時株主総会の議案（決議事項）として、「取締役10名選任の件」を提案しており、当該議案が承認可決されますと、取締役全10名中５名が独立社外取締役となる予定です。 社外取締役５名のうち２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１名は、三菱商事株式会社の顧問を兼任しております。 一方、三菱商事株式会社は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えい防止等に関して、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１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。

４【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】 当連結会計年度における当社グループの財政状態、経営成績及びキャッシュ・フロー（以下「経営成績等」という。）の状況の概要並びに経営者の視点による当社グループの経営成績等の状況に関する認識及び分析・検討内容は以下のとおりであります。 なお、文中の将来に関する事項は、当連結会計年度末現在において判断したものであります。 (1）経営成績の状況の概要及び分析 （単位：百万円） 前期 　 当期 　 増減 　 増減率（％） 売上収益 　 2,265,837 　 2,011,351 　 △254,485 　 △11.2 （うち、原油売上収益） 　 1,712,064 　 1,530,291 　 △181,772 　 △10.6 （うち、天然ガス売上収益） 　 525,180 　 448,053 　 △77,126 　 △14.7 営業利益 　 1,271,789 　 1,135,440 　 △136,349 　 △10.7 税引前利益 　 1,298,811 　 1,173,473 　 △125,338 　 △9.7 親会社の所有者に帰属する当期利益 　 427,344 　 393,836 　 △33,507 　 △7.8 前期 　 当期 　 増減 　 増減率（％） 原油販売量（千bbl） 　 138,978 　 144,673 　 5,696 　 4.1 売上平均油価（米ドル/bbl） 　 81.20 　 70.69 　 △10.51 　 △12.9 天然ガス販売量（百万cf） 　 473,667 　 446,818 　 △26,849 　 △5.7 海外ガス販売量（百万cf） 　 381,706 　 366,659 　 △15,048 　 △3.9 海外ガス単価（米ドル/千cf） 　 5.73 　 5.10 　 △0.63 　 △11.0 国内ガス販売量（百万㎥） 　 2,464 　 2,148 　 △316 　 △12.8 国内ガス売上平均単価（円/㎥） 　 78.24 　 78.61 　 0.37 　 0.5 売上平均為替レート（円/米ドル） 　 151.73 　 149.60 　 △2.13 　 △1.4 当期における我が国経済は、雇用・所得環境の改善や各種政策の効果を背景に緩やかな回復基調にありますが、米国の通商政策の影響や、物価上昇の継続が個人消費に及ぼす影響、国際紛争等による景気の下振れリスクには留意する必要があります。加えて、金融資本市場の変動等の影響は引き続き懸念されています。 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、代表的指標の一つであるブレント原油（期近物終値ベース）で当期は１バレル当たり70米ドル台半ばから始まり、米国によるイランやロシアへの制裁による供給懸念から一時的に上昇する場面も見られましたが、米中の関税をめぐる対立等、相互関税による経済停滞懸念や、OPEC＋による自主減産の段階的な緩和により、年間を通して下落傾向が見られ、期末には60.85米ドルとなりました。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、前期に比べ、１バレル当たり10.51米ドル下落し、70.69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、当連結会計年度は１米ドル157円台で始まりました。年前半は、日米金利差の拡大を背景に、１月初旬に一時158円台まで円安が進行しましたが、米国の関税政策に伴う世界的な景気後退懸念が強まり、４月には141円台前半まで円高が進みました。その後は、米中の関税引き下げ合意を受けて反発しつつ、日銀の追加利上げ見送りやFRBの利下げ観測を背景に円安方向へ転じ、144円台で上半期を終えました。年後半は、日本の参院選後の政権交代を受け積極財政・金融緩和志向が意識され、一貫して円安基調で推移し、11月にはFRBの利下げ観測後退も相まって、157円台をつけました。年末にかけては、米国の雇用・物価指標の弱さに加え、日銀による早期利上げ観測の強まりから、一時円安がやや後退する場面もありましたが、積極財政による日本の財政健全性への懸念や、旅行収支頭打ち・デジタル赤字といった構造的な円需給の弱さ等を背景に、円安圧力はなお残り、期末公示仲値（TTM）は、前期末から１円63銭円高の156円54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、前期に比べ、２円13銭円高の１米ドル149円60銭となりました。 このような事業環境の中、当社グループの当期連結業績につきましては、原油の販売価格の下落により、売上収益は前期比2,544億円、11.2％減の２兆113億円となりました。このうち、原油売上収益は前期比1,817億円、10.6％減の１兆5,302億円、天然ガス売上収益は前期比771億円、14.7％減の4,480億円となりました。当連結会計年度の販売数量は、原油が前期比5,696千バレル、4.1％増の144,673千バレルとなり、天然ガスは前期比26,849百万立方フィート、5.7％減の446,818百万立方フィートとなりました。このうち、海外天然ガスは、前期比15,048百万立方フィート、3.9％減の366,659百万立方フィート、国内天然ガスは、前期比316百万立方メートル、12.8％減の2,148百万立方メートル、立方フィート換算では80,159百万立方フィートとなりました。販売価格は、海外原油売上の平均価格が１バレル当たり70.69米ドルとなり、前期比10.51米ドル、12.9％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5.10米ドルとなり、前期比0.63米ドル、11.0％下落、また、国内天然ガスの平均価格は立方メートル当たり78円61銭となり、前期比０円37銭、0.5％上昇しております。売上収益の平均為替レートは１米ドル149円60銭となり、前期比２円13銭、1.4％の円高となりました。 売上収益の減少額2,544億円を要因別に分析しますと、販売数量の増加により365億円の増収、平均単価の下落により2,693億円の減収、売上の平均為替レートが円高となったことにより260億円の減収、その他の売上収益が44億円の増収となりました。 一方、売上原価は前期比507億円、5.5％減の8,645億円、探鉱費は前期比366億円、68.6％減の167億円、販売費及び一般管理費は前期比164億円、12.3％減の1,180億円、その他の営業収益は前期比482億円、134.7％増の841億円、その他の営業費用は前期比12億円、4.1％増の328億円、持分法による投資利益は前期比327億円、31.2％減の720億円となりました。以上の結果、営業利益は前期比1,363億円、10.7％減の１兆1,354億円となりました。なお、当連結会計年度のその他の営業収益には、イクシスLNGプロジェクトを構成するINPEX Holdings Australia Pty Ltdの資本金を一部有償減資したことに伴い、在外営業活動体の換算差額の累計額を資本から純損益に振り替えた影響347億円を含んでおります。 金融収益は前期比292億円、19.6％減の1,201億円、金融費用は前期比403億円、32.9％減の821億円となりました。以上の結果、税引前利益は前期比1,253億円、9.7％減の１兆1,734億円となりました。 法人所得税費用は前期比1,207億円、14.0％減の7,438億円、非支配持分に帰属する当期利益は前期比289億円、419.3％増の358億円となりました。以上の結果、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比335億円、7.8％減の3,938億円となりました。 セグメント別の経営成績は以下のとおりであります。 ①　国内石油・天然ガス事業（国内O&G） 販売数量の減少により、売上収益は前期比247億円、11.4％減の1,921億円となりましたが、売上原価の減少等により、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比87億円、64.3％増の224億円となりました。 ②　海外石油・天然ガス事業（海外O&G）－ イクシスプロジェクト 販売価格の下落により、売上収益は前期比581億円、15.6％減の3,150億円となりましたが、探鉱費の減少等により、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比225億円、9.1％増の2,708億円となりました。 ③　海外石油・天然ガス事業（海外O&G）－ その他のプロジェクト 販売価格の下落により、売上収益は前期比1,709億円、10.3％減の１兆4,869億円となり、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比339億円、20.5％減の1,317億円となりました。 (2）財政状態の状況の概要及び分析 当連結会計年度末における資産合計は前連結会計年度末比3,543億円増の７兆7,351億円となりました。このうち、流動資産はその他の金融資産の増加等により、前連結会計年度末比2,388億円増の１兆1,090億円、非流動資産は持分法で会計処理されている投資の増加等により、前連結会計年度末比1,154億円増の６兆6,261億円となりました。 一方、負債合計は前連結会計年度末比4,692億円増の２兆7,122億円となりました。このうち、流動負債は前連結会計年度末比3,060億円増の8,396億円、非流動負債は前連結会計年度末比1,632億円増の１兆8,726億円となりました。 資本合計は前連結会計年度末比1,149億円減の５兆229億円となりました。このうち、親会社の所有者に帰属する持分は前連結会計年度末比746億円減の４兆7,471億円、非支配持分は前連結会計年度末比402億円減の2,757億円となりました。 (3）キャッシュ・フローの状況の概要及び分析並びに資本の財源及び資金の流動性に係る情報 ①　キャッシュ・フローの状況の概要及び分析 当社グループ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2,416億円から当連結会計年度中に減少した資金855億円を除き、換算差額123億円を加えた結果、当連結会計年度末において1,684億円となりました。 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以下のとおりであります。 （営業活動によるキャッシュ・フロー） 税引前利益の減少等があったものの、営業債権及びその他の債権の減少や法人所得税の支払額の減少等により、営業活動の結果得られた資金は前期比391億円増の6,938億円となりました。 （投資活動によるキャッシュ・フロー） 投資の取得による支出の増加や定期預金の払戻による収入の減少等により、投資活動の結果使用した資金は前期比3,783億円増の6,687億円となりました。 （財務活動によるキャッシュ・フロー） 非支配持分への配当金の支払額の増加等があったものの、コマーシャル・ペーパーの純増加額の増加や短期借入金の増加等により、財務活動の結果使用した資金は前期比2,392億円減の1,107億円となりました。 ②　資本の財源及び資金の流動性に係る情報 石油・天然ガス・再生可能エネルギー等のプロジェクト取得、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、プロジェクト取得、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、銀行借入及び社債発行により調達することを基本方針としております。現在、プロジェクト取得及び開発資金については株式会社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、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構の保証制度を適宜活用しております。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、株式会社日本政策投資銀行及び市中銀行からの融資を受けているほか、再生可能エネルギープロジェクト等の取得及び開発資金については、プロジェクトファイナンスやグリーンファイナンスでの調達も実施しております。なお、イクシスLNGプロジェクトでは、共同支配企業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。 当連結会計年度は、当社中期経営計画に沿って適切なレバレッジコントロールに努めております。このほか、探鉱投資・開発投資等に向けて、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構の出資を受けております。 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等に備え、一定の手許資金を保有することを基本方針としており、また複数の金融機関とコミットメントライン契約を締結し、資金調達枠を確保しております。 ③　資金の配分方法 資金の配分方法については、「第２　事業の状況　１　経営方針、経営環境及び対処すべき課題等」に記載しております。 (4）重要な会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定 当社グループの連結財務諸表は、「連結財務諸表の用語、様式及び作成方法に関する規則」第312条の規定によりIFRSに準拠して作成しております。この連結財務諸表の作成に当たって、必要と思われる見積りは、合理的な基準に基づいて実施しております。 なお、当社グループの連結財務諸表で採用する重要性のある会計方針、会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定は、「第５　経理の状況　１　連結財務諸表等（１）連結財務諸表　連結財務諸表注記　３．重要性のある会計方針　４．重要な会計上の見積り及び判断」に記載しております。 (5）生産、受注及び販売の状況 ①　生産実績 セグメントごとの生産実績は以下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　2025年１月１日 　至　2025年12月31日） 　 　前年同期比 　（％） 国内O&G 　 原油 　 763千バレル 　 △5.0 （日量2千バレル） 天然ガス 　 27,904百万CF 　 △7.3 （日量76百万CF） 小計 　 5,847千BOE 　 △7.0 （日量16千BOE） ヨウ素 　 599t 　 7.2 発電 　 69百万kWh 　 △63.5 海外O&G 　 イクシス プロジェクト 　 原油 　 12,049千バレル 　 1.8 （日量33千バレル） 天然ガス 　 337,122百万CF 　 △2.1 （日量924百万CF） 小計 　 77,193千BOE 　 △1.1 （日量211千BOE） その他の プロジェクト 　 原油 　 132,320千バレル 　 3.5 （日量363千バレル） 天然ガス 　 95,396百万CF 　 △5.7 （日量261百万CF） 小計 　 149,880千BOE 　 2.3 （日量411千BOE） 硫黄 　 149千t 　 △6.7 その他 　 発電 　 2,424百万kWh 　 16.4 合計 　 原油 　 145,132千バレル 　 3.3 （日量398千バレル） 天然ガス 　 460,422百万CF 　 △3.2 （日量1,261百万CF） 小計 　 232,920千BOE 　 0.9 （日量638千BOE） ヨウ素 　 599t 　 7.2 硫黄 　 149千t 　 △6.7 発電 　 2,493百万kWh 　 9.7 （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　上記の生産量は関連会社等の持分を含みます。 ４　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151,993千バレル（日量416千バレル）、天然ガス470,551百万CF（日量1,289百万CF）、合計241,746千BOE（日量662千BOE）となります。 ５　BOE（Barrels of Oil Equivalent）原油換算量 ６　ヨウ素は、他社への委託精製によるものであります。 ７　数量は単位未満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 セグメントごとの販売実績は以下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　2025年１月１日 　至　2025年12月31日） 　 　前年同期比 　（％） 販売量 　 売上収益 （百万円） 　 販売量 　 売上収益 国内O&G 　 原油 　 255千バレル 　 2,657 　 △19.5 　 △28.7 天然ガス （LPGを除く） 　 80,159百万CF 　 168,835 　 △12.8 　 △12.4 その他 　   　 20,683 　   　 1.2 小計 　   　 192,176 　   　 △11.4 海外O&G 　 イクシス プロジェクト 　 原油 　 11,147千バレル 　 118,392 　 △9.7 　 △21.5 天然ガス （LPGを除く） 　 306,630百万CF 　 196,676 　 △1.0 　 △11.6 小計 　   　 315,069 　   　 △15.6 その他の プロジェクト 　 原油 　 133,271千バレル 　 1,399,457 　 5.5 　 △9.4 天然ガス （LPGを除く） 　 60,028百万CF 　 82,329 　 △16.7 　 △24.9 その他 　   　 5,141 　   　 51.5 小計 　   　 1,486,928 　   　 △10.3 その他 　 原油 　 － 　 9,783 　 － 　 △22.7 天然ガス （LPGを除く） 　 － 　 211 　 － 　 △25.4 その他 　   　 7,182 　   　 51.1 小計 　   　 17,176 　   　 △3.0 合計 　 原油 　 144,673千バレル 　 1,530,291 　 4.1 　 △10.6 天然ガス （LPGを除く） 　 446,818百万CF 　 448,053 　 △5.7 　 △14.7 その他 　   　 33,006 　   　 15.4 合計 　   　 2,011,351 　   　 △11.2 （注）　販売量は、単位未満を四捨五入しております。