(1) 業績
当連結会計年度における我が国経済は、年度当初は消費税率引き上げに伴う駆け込み需要の反動により、個人消費には弱い動きがみられましたが、前連結会計年度に引き続き、企業業績及び雇用情勢が概ね改善傾向にあり、緩やかな回復基調が続いています。
原油ＣＩＦ価格は、夏場にかけて１バレル 110 ドル近辺で推移していましたが、米国におけるシェールオイル増産による供給増等の影響により秋口から急落し、年度末時点では 50 ドル前後で低迷しています。
為替相場は、前連結会計年度における円安傾向が当連結会計年度においても進行し、年度当初の 100 円台前半から、年度末にかけては 110 円台後半で推移しました。この結果、当社グループの原油販売価格は、秋冬季の原油ＣＩＦ価格の低迷が影響し、前連結会計年度に比べて下落しました。
一方、天然ガスについては、東日本大震災後、依然として需要が高止まりを見せておりますが、液化天然ガス（ＬＮＧ）の調達及びその気化ガス等の販売において厳しい競争が続き、加えて供給インフラ整備を巡る動きも進行していることから、市場環境は当社グループにとって予断を許さない状況にありました。
このような状況のもとで、当社グループは、社会生活に不可欠なエネルギーの長期安定供給を目指して、生産、輸送の安全操業に努めるほか、国内外における効率的な探鉱開発に全力を注いでまいりました。
当連結会計年度の売上高は240,302百万円と前連結会計年度に比べ64,609百万円の減収（△21.2％）となり、売上総利益は、47,279百万円と前連結会計年度に比べ22,982百万円の減益（△32.7％）となりました。前連結会計年度に比べ減収減益となった主な要因は、国産及び海外の原油並びに天然ガスの販売価格が下落したことに加え、国産原油の販売数量の減少によるものであります。
探鉱費は、海外での支出が大きく増加したことにより、6,516百万円と前連結会計年度に比べ2,026百万円増加（＋45.1％）し、販売費及び一般管理費は32,426百万円と前連結会計年度に比べ1,198百万円減少（△3.6％）した結果、営業利益は8,336百万円と前連結会計年度に比べ23,810百万円の減益（△74.1％）となりました。
経常利益は、主に持分法による投資利益が減少したことに加え、前連結会計年度における為替差益が為替差損に転じたこと等により4,652百万円と前連結会計年度に比べ50,187百万円の減益（△91.5％）となりました。
税金等調整前当期純利益は、減損損失が減少したこと等に伴い特別損失が1,282百万円減少し、1,508百万円と前連結会計年度に比べ48,864百万円の減益（△97.0％）となりました。
親会社株主に帰属する当期純利益は2,090百万円と前連結会計年度に比べ27,477百万円の減益（△92.9％）となりました。
なお、売上高の内訳は次のとおりであります。
（イ）原油・天然ガス
原油・天然ガス（液化天然ガス（LNG）及びビチューメンを含む）の売上高は、主に販売価格が下落したことに加え、国産原油の販売数量が減少したことに伴い、189,103百万円と前連結会計年度に比べ56,528百万円の減収（△23.0％）となりました。
（ロ）請負
請負（掘さく工事及び地質調査の受注等）の売上高は、9,797百万円と前連結会計年度に比べ690百万円の減収（△6.6％）となりました。
（ハ）その他
液化石油ガス（LPG）・重油等の石油製品等の販売、天然ガス等の受託輸送及びその他業務受託等の売上高は、41,401百万円と前連結会計年度に比べ7,390百万円の減収（△15.1％）となりました。
主なセグメントごとの業績（セグメント間の内部取引消去前）は、次のとおりであります。
なお、当連結会計年度より、「欧州」を報告セグメントとして開示しております。詳細は、「第５ 経理の状況 １ 連結財務諸表等 (１) 連結財務諸表 注記事項（セグメント情報等）」に記載のとおりであります。
① 日本
日本セグメントの売上高は主に原油・天然ガス（LNG含む）、請負、石油製品等により構成されております。当連結会計年度における売上高は、販売価格が下落したことに加え、販売数量が減少したことに伴い、228,373百万円と前連結会計年度に比べ52,346百万円の減収（△18.6％）となりました。セグメント利益は、販売費及び一般管理費は減少したものの、前述の売上高の減収に伴い24,970百万円と前連結会計年度に比べ10,234百万円の減益（△29.1％）となりました。
② 北米
北米セグメントの売上高は主に原油・天然ガス（ビチューメン含む）により構成されております。当連結会計年度における売上高は、主に販売価格が下落したことにより10,008百万円と前連結会計年度に比べ12,720百万円の減収（△56.0％）となりました。セグメント損益は、探鉱費は減少したものの、前述の売上高の減収に伴い6,812百万円のセグメント損失（前連結会計年度は3,223百万円のセグメント利益）となりました。
③ 欧州
欧州セグメントにおいては、英領北海アバディーン沖合に位置する海上鉱区での探鉱活動を実施しております。当連結会計年度におけるセグメント損失は探鉱費の増加により3,905百万円（前連結会計年度は381百万円のセグメント損失）となりました。
④ 中東
中東セグメントの売上高は主に原油により構成されております。当連結会計年度における売上高は、販売価格が下落したものの、販売数量が増加したことに伴い46,516百万円と前連結会計年度に比べ7,001百万円の増収（＋17.7％）となりましたが、売上原価も同様に増加したことに伴い、セグメント利益は4,486百万円と前連結会計年度に比べ755百万円の減益（△14.4％）となりました。
(2) キャッシュ・フロー
当連結会計年度末における現金及び現金同等物（以下「資金」という。）は、前連結会計年度末に比べ16,086百万円減少し、126,570百万円となりました。
営業活動の結果得られた資金は前連結会計年度に比べ21,007百万円減少し、57,659百万円となりました。
投資活動の結果使用した資金は前連結会計年度に比べ62,739百万円増加し、125,771百万円となりました。
財務活動の結果得られた資金は前連結会計年度に比べ36,340百万円増加し、54,816百万円となりました。
なお、キャッシュ・フローの詳細は「７財政状態、経営成績及びキャッシュ・フローの状況の分析 (3) 財政状態及びキャッシュ・フローの状況の分析 ② キャッシュ・フローの状況」に記載しております。
(1) 生産実績
当連結会計年度の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。
①日本
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
344,022 |
△11.4 |
|
天然ガス（千㎥） |
823,923 |
△4.8 |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
2,202 |
120.1 |
|
|
ビチューメン（kl） |
－ |
－ |
|
②北米
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
61,590 |
△8.7 |
|
天然ガス（千㎥） |
507,328 |
16.1 |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
－ |
－ |
|
|
ビチューメン（kl） |
306,432 |
△7.9 |
|
③中東
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
1,502,467 |
△2.1 |
|
天然ガス（千㎥） |
－ |
－ |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
－ |
－ |
|
|
ビチューメン（kl） |
－ |
－ |
|
（注）１．天然ガスの生産量の一部は、液化天然ガスの原料として使用しております。
２．ビチューメンとはオイルサンド層から採取される超重質油です。
(2) 受注状況
当社及び連結子会社は受注生産を行っておりません。
(3) 販売実績
当連結会計年度の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。
①日本
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|||
|
数量 |
金額 （百万円） |
数量 |
金額 |
||
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
2,860,383 |
94,294 |
43.5 |
△18.6 |
|
天然ガス（千㎥） |
1,275,990 |
65,164 |
△0.0 |
△15.7 |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
208,246 |
17,715 |
△24.0 |
△37.4 |
|
|
ビチューメン（kl） |
－ |
－ |
－ |
－ |
|
|
|
小計 |
|
177,174 |
|
△20.0 |
|
請負 |
|
9,797 |
|
△6.6 |
|
|
その他 |
石油製品・商品 |
|
32,609 |
|
△20.5 |
|
その他 |
|
8,792 |
|
13.4 |
|
|
|
小計 |
|
41,401 |
|
△15.1 |
|
|
合計 |
|
228,373 |
|
△18.6 |
②北米
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|||
|
数量 |
金額 （百万円） |
数量 |
金額 |
||
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
66,269 |
1,809 |
△7.5 |
△53.9 |
|
天然ガス（千㎥） |
504,547 |
3,304 |
16.2 |
△50.7 |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
－ |
－ |
－ |
－ |
|
|
ビチューメン（kl） |
306,436 |
4,894 |
△7.8 |
△59.6 |
|
|
|
小計 |
|
10,008 |
|
△56.0 |
|
請負 |
|
－ |
|
－ |
|
|
その他 |
石油製品・商品 |
|
－ |
|
－ |
|
その他 |
|
－ |
|
－ |
|
|
|
小計 |
|
－ |
|
－ |
|
|
合計 |
|
10,008 |
|
△56.0 |
③中東
|
|
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
前年同期比（％） |
|||
|
数量 |
金額 （百万円） |
数量 |
金額 |
||
|
原油・天然ガス |
原油（kl） |
－ |
1,920 |
－ |
30.6 |
|
天然ガス（千㎥） |
－ |
－ |
－ |
－ |
|
|
液化天然ガス（ｔ） |
－ |
－ |
－ |
－ |
|
|
ビチューメン（kl） |
－ |
－ |
－ |
－ |
|
|
|
小計 |
|
1,920 |
|
30.6 |
|
請負 |
|
－ |
|
－ |
|
|
その他 |
石油製品・商品 |
|
－ |
|
－ |
|
その他 |
|
－ |
|
－ |
|
|
|
小計 |
|
－ |
|
－ |
|
|
合計 |
|
1,920 |
|
30.6 |
（注）１．セグメント間の取引については相殺消去しております。
２．「石油製品・商品」には、液化石油ガス（LPG）、重油、軽油、灯油等が、「その他」には天然ガス・石油製品の受託輸送及びその他業務受託等が含まれております。
３．主要な販売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。なお、前連結会計年度においては総販売実績の100分の10を占める販売先がないため、記載を省略しております。
|
相手先 |
前連結会計年度 （自 平成26年４月１日 至 平成27年３月31日） |
当連結会計年度 （自 平成27年４月１日 至 平成28年３月31日） |
|||
|
金額（百万円） |
割合（％） |
金額（百万円） |
割合（％） |
||
|
BP Singapore Pte.Ltd. |
－ |
－ |
39,954 |
16.6 |
|
４．本表の金額には、消費税等は含まれておりません。
(4) 当社グループの埋蔵量
平成28年３月31日現在、提出会社及び連結子会社の保有する確認埋蔵量並びに持分法適用会社が保有する確認埋蔵量の当該会社に対する提出会社出資比率相当量は下表のとおりです。
|
確認埋蔵量 |
連結対象会社 |
持分法適用会社 |
合計 |
|||||||||||
|
国内 |
海外 |
小計 |
||||||||||||
|
原油 千kl |
ガス 百万㎥ |
原油 千kl |
ビチューメン 千kl |
ガス 百万㎥ |
原油 千kl |
ビチューメン 千kl |
ガス 百万㎥ |
原油 千kl |
ガス 百万㎥ |
原油 千kl |
ビチューメン 千kl |
ガス 百万㎥ |
||
|
平成27年３月31日現在 |
3,675 |
14,270 |
2,265 |
17,070 |
7,547 |
5,940 |
17,070 |
21,817 |
2,463 |
3,256 |
8,403 |
17,070 |
25,073 |
|
|
|
拡張及び発見等による増加 |
- |
- |
943 |
- |
4,112 |
943 |
- |
4,112 |
- |
- |
943 |
- |
4,112 |
|
|
前期評価の修正による増減 |
△354 |
△1,019 |
483 |
5,392 |
207 |
129 |
5,392 |
△812 |
68 |
208 |
197 |
5,392 |
△604 |
|
|
買収・売却による増減 |
- |
- |
4 |
- |
153 |
4 |
- |
153 |
- |
- |
4 |
- |
153 |
|
|
生産による減少 |
△338 |
△833 |
△1,256 |
△301 |
△532 |
△1,594 |
△301 |
△1,365 |
△411 |
△676 |
△2,005 |
△301 |
△2,041 |
|
平成28年３月31日現在 |
2,983 |
12,418 |
2,439 |
22,161 |
11,487 |
5,422 |
22,161 |
23,905 |
2,120 |
2,788 |
7,542 |
22,161 |
26,693 |
|
（注）１．以下の連結子会社保有量には、非支配株主に帰属する数量を含んでおります。（括弧内は非支配株主比率）
国内：日本海洋石油資源開発㈱(29.39％)
海外：カナダオイルサンド㈱(5.42％)、JAPEX Montney Ltd.(55.00％)、㈱ジャペックスガラフ(45.00％)
２．連結子会社である㈱ジャペックスガラフは、平成23年1月19日に承認されたPDP(Preliminary Development Plan)に基づき開発作業に着手し、平成25年8月31日より初期生産を開始しておりますが、FDP(Final Development Plan)が未だ提出・承認されていないことから、当連結会計年度末において、FDPに基づく埋蔵量（平成28年３月31日現在の評価値は原油12,538千kl）については上表に含めておらず、平成28年度生産予定量の当該会社取分相当量を埋蔵量として計上しております。尚、FDPの提出・承認は平成28年度以降を予定しております。
上表における確認埋蔵量とは、評価時点において既知の油・ガス層から地質的、工学的データに基づき経済的にも操業面からも今後確実に採取可能であろうと予測された油・ガスの地上状態での数量であり、過去の生産量、未発見鉱床に係る資源量は含んでおりません。
埋蔵量の定義については、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)及び石油評価技術協会(SPEE)の４組織により策定されたPetroleum Resources Management System 2007(PRMS)が国際的な基準として知られています。
上表の確認埋蔵量は、PRMSにおける「確認埋蔵量(Proved Reserves)」の定義に準拠した当社自身による評価に基づく数値であり、PRMSにおいて確認埋蔵量よりも将来の採取可能性の不確実性が高いものとして区分されている「推定埋蔵量(Probable Reserves)」や「予想埋蔵量(Possible Reserves)」に該当する埋蔵量は含んでおりません。また、同定義においては、例えば、資源の賦存が確認されている鉱区であっても商業開発計画が未確定な段階のプロジェクト等については、「条件付資源量(Contingent Resources)」と分類し、埋蔵量(Reserves)とは区分して取り扱うこととされており、当社グループにおいても、連結子会社を通じてカナダに鉱区を保有するオイルサンド資源を含めて、開発計画が未確定な地域の「条件付資源量」に該当する数量は、上表の数値に含めておりません。
なお、PRMS以外には、米国証券取引委員会(SEC)による確認埋蔵量の定義が米国の投資家を中心に広く知られており、平成20年12月に改定が発表されたSECによる確認埋蔵量の定義は、PRMSと基本的には類似しています。
当社は、従来よりPRMSによる「確認埋蔵量(Proved Reserves)」の定義に準拠して当社自身の判断に基づく値を開示しております。また、海外プロジェクト会社の保有埋蔵量については、各プロジェクト会社の現地政府等との契約による経済的取分に基づく数量を示しております。
また、当社は、当社自身による埋蔵量評価・判断の妥当性を検証するため、上表に示した平成28年３月31日現在の国内における当社及び連結対象会社の確認可採埋蔵量の約71％に相当する部分[1]について、Ryder Scott Company, L.P.へ第三者評価・鑑定を委託しております。また、海外については、連結子会社であるJapan Canada Oil Sands Limitedが保有する鉱区エリアにおけるビチューメン埋蔵量の一部について、石油評価技術者協会(Society of Petroleum Evaluation Engineers (Calgary Chapter))他による評価基準(Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook)に基づき、GLJ Petroleum Consultants Ltd.による第三者評価を受けているほか、JAPEX Montney Ltd.、Japex (U.S.) Corp.及びKangean Energy Indonesia Ltd.の埋蔵量についても第三者評価を受けており、上表の平成28年３月31日現在の確認埋蔵量総計（原油7,542千kl、ビチューメン22,161千kl、ガス26,693百万m3）のうち約85％に相当する部分[2]について第三者評価を受けております。当社自身による評価値と第三者評価の値は従来より近似しており、当社は、上表の当社自身の評価による確認埋蔵量の値は妥当であると判断しております。
埋蔵量は、元来、不確実性を内包した将来の生産可能量の見通しであり、当社は、現時点において入手可能な地質的・工学的データ等の科学的根拠に基づき正確な評価の実施に努めておりますが、今後新たに取得されるデータ等に基づく見直しや経済条件の変動及び国際的に認知された埋蔵量定義の変更等によって、上方にも下方にも修正される可能性があります。
[1] 原油・ビチューメン１kl＝天然ガス1,033.1m3(1BOE=5.8Mscf)として計算しております。
[2] 同上。
生産・販売により減少する埋蔵量を維持・拡大し長期に亘り安定的な石油・天然ガスの供給体制の整備を図ることは、探鉱・開発・生産・販売を事業の軸とする当社において重要な課題です。また、国内天然ガス事業に係る競争の激化や地球温暖化対策の重要性の高まりといった社会情勢の変化等、当社を取り巻く経営環境の変化に対応するため、平成27年５月、当社は新たに今後10年程度を見据えた長期経営ビジョンとその達成に向けた2015（平成27）年度から2019（平成31）年度までの５年間を対象とした中期事業計画を公表いたしました。
その内容につきましては、当社ホームページ内の以下のURLからご覧いただくことができます。
http://www.japex.co.jp/newsrelease/JAPEX_LongTermVision_J_20150512_r0513.pdf 「長期経営ビジョン及び中期事業計画の策定について」
今次長期ビジョン及び中期事業計画においては、2014（平成26）年後半以降、国際原油価格が急激に低下し回復の見通しも不透明な状況にあるものの、石油・天然ガスは今後も長期に亘り世界の一次エネルギーの中で主要な役割を担い続けるとの認識の下、引き続き、前中期事業計画（2012（平成24）年３月期～2016（平成28）年３月期）（以下、「前中計」）に掲げた「事業拡大の３本柱」をさらに発展させるべく、今後の取り組みの方向性をまとめました。その要旨は以下の通りです。
（長期ビジョン）
「石油・天然ガスＥ＆Ｐを軸とする総合エネルギー企業への転換」
当社は、前中計に基づき事業基盤の海外シフトを進めた結果、カナダオイルサンドHangingstone拡張エリア（ＨＥプロジェクト）の開発移行や、Pacific Northwest LNG（ＰＮＷＬ）プロジェクトへの参画等により、2019（平成31）年度の生産量・埋蔵量は、それぞれ、前中計の目標を大きく上回る10万バレル/日、5.5億バレルに達する見込みです。
これらの進行中プロジェクトを軌道に乗せ、生産操業開始以降の投資回収及び収益貢献を確実なものとすることが、前中計に掲げたＥ＆Ｐ事業海外シフトの第２、第３段階（生産量及び埋蔵量の増加と再投資サイクルの確立）に相当し、2025（平成37）年の飛躍に向けた重要なステップであると位置づけます。
また、国内でのＥ＆Ｐ事業について、既存油ガス田の価値最大化や国の基礎調査等を通じた海洋における新規ポテンシャルの追求に取り組む一方、鉱業の宿命として生産量・埋蔵量の減退が顕在化した場合にも、国内顧客へのエネルギー安定供給を全うすることを当社グループの第一の使命として堅持したうえで、国内ガス供給インフラの一層の活用・拡充を図ってまいります。
加えて、最近の油価の大幅下落に直面し、改めて油価のボラティリティの大きさを認識するなか、今後、海外Ｅ＆Ｐ事業収入が増加することを勘案すれば、油価変動が業績に与える影響度を極力軽減し、経営の安定性を高める観点から、事業の多様化への取組みが必要であると認識します。
そのため、これまでＥ＆Ｐ事業にほぼ特化してきた当社の事業分野について、発電事業を含む石油・天然ガス供給の関連分野（天然ガス火力発電、ＬＮＧカーゴ売買、基地周辺事業等）や、保有するＥ＆Ｐ専門技術と親和性・共通性のある新事業（環境・新技術事業の収益事業化、海洋鉱物資源の探査事業等）に積極的に拡大し、従来型Ｅ＆Ｐ事業に留まらない事業からの収益拡大を目指します。
（事業展開方針）
「Ｅ＆Ｐ事業」
・進行中プロジェクトの着実な遂行と生産段階での収益確保。
・国内でのポテンシャル追求と効率的操業体制の構築。
・進行中プロジェクトの開発が一段落する2020（平成32）年度以降も、ＲＲＲ＞１（注）を維持。
（注）ＲＲＲ： Reserve Replacement Ratio ＝（一定期間中の）「埋蔵量の増加分」÷「生産量」
「国内天然ガス等供給事業」
・調達ソースと供給形態の多様化と規模の拡大。
・相馬ＬＮＧ基地の運開及び発電事業の実現。
・2025（平成37）年までに天然ガス取扱量250万t（ＬＮＧ換算）のサプライヤーを目指す。
「環境・新技術事業」
・メタンハイドレートの技術開発。
・ＣＣＳの実証推進及び民間事業化要件（制度等）の整備。
・地熱発電事業の推進。 等
「ＣＳＲ経営」
・すべてのステークホルダーからの期待・要請に応え、信頼されるグローバル企業として成長するため、当社ＣＳＲ重点課題「ＳＨＩＮＥ」を実現するための取組みを推進。
（収益目標）
・進行中案件の徹底管理による収益規模の拡大。
・油価低迷時の「安定配当の維持」。
・将来の油価回復及び進行中プロジェクトの収益実現段階での配当水準の向上等による株主還元の拡充。
当社グループは、このような取組みを通じて事業基盤及び競争力の一層の強化に努め、徹底した経営効率化を進めることにより、企業グループとしての持続的発展と株主価値の最大化に努めてまいります。
当社株式等の大量取得行為に関する対応策（買収防衛策）について
一 当社の財務及び事業の方針の決定を支配する者の在り方に関する基本方針
当社は、当社の財務及び事業の方針の決定を支配する者は、当社の財務及び事業の内容や当社の企業価値の源泉を十分に理解し、当社の企業価値ひいては株主の皆様の共同の利益を継続的かつ持続的に確保、向上していくことを可能とする者である必要があると考えております。
当社は、当社の支配権の移転を伴う買収提案についての判断は、最終的には当社の株主全体の意思に基づいて行われるべきものと考えております。また、当社は、当社株式の大量買付であっても、当社の企業価値ひいては株主共同の利益に資するものであれば、これを否定するものではありません。
しかしながら、株式の大量買付の中には、その目的等から見て企業価値や株主共同の利益に対する明白な侵害をもたらすもの、株主に株式の売却を事実上強要するおそれがあるもの、対象会社の取締役会や株主が株式の大量買付の内容等について検討しあるいは対象会社の取締役会が代替案を提案するための十分な時間や情報を提供しないもの、対象会社が買収者の提示した条件よりも有利な条件をもたらすために買収者との協議・交渉を必要とするもの等、対象会社の企業価値・株主共同の利益に資さないものも少なくありません。
当社株式の大量買付を行う者が、当社の財務及び事業の内容を理解するのは勿論のこと、下記二１．に述べるような当社の企業価値の源泉を理解した上で、これらを中長期的に確保し、向上させられるのでなければ、当社の企業価値ひいては株主共同の利益は毀損されることになります。
当社は、このような当社の企業価値・株主共同の利益に資さない大量買付を行う者は、当社の財務及び事業の方針の決定を支配する者として不適切であり、このような者による大量買付に対しては、必要かつ相当な対抗措置を執ることにより、当社の企業価値ひいては株主共同の利益を確保する必要があると考えます。
二 当社の企業価値の源泉及び基本方針の実現に資する特別な取組み
１．当社の企業価値の源泉について
当社は、昭和30年の創業以来、石油及び可燃性天然ガスの自給度の向上を主たる目的として事業を展開し、埋蔵量ゼロから出発し、順次新規油・ガス田の発見を重ねる中で現在の経営基盤を確立し、石油・天然ガス資源の探鉱、開発、販売事業を中心的事業として営んでおります。
当社の企業価値の源泉は、石油・天然ガス資源に係る鉱区権益を自ら取得し、探査、採掘、販売までを一貫して行うビジネスモデルにあります。また、産業活動あるいは市民生活における血流とも言えるエネルギーの供給に携わる企業として、当社は、安定供給・安全操業の維持、確保という点においてきわめて重い責務を担うとともに、高い公共性を有する事業を行っております。
こうしたビジネスモデルは、当社が保有する、①高度な石油・天然ガス探査技術、②国内及び海外における油・ガス田開発技術及び操業ノウハウ、並びに、③国内における天然ガス輸送パイプラインネットワークの構築とこれを利用した長期・安定的な供給実績の積み重ねに基づく顧客・株主・地域社会等のステークホルダーとの信頼関係、などに裏打ちされたものであります。
新たな油・ガス田の探鉱から生産に漕ぎつけるまでには、10年以上の期間を要することも稀ではなく、長期的な視点に立った事業展開とともに、地球環境保全への配慮を通じた社会貢献が必要とされています。また、エネルギー資源の確保に関する国際競争の激化が予想される昨今の国際エネルギー情勢に鑑みれば、当社の事業の持続的な発展と企業価値の向上には、こうした当社の保有技術・ノウハウの向上や人材の確保、各ステークホルダーとの信頼関係の更なる強化を目指した取組みが必要不可欠であり、これがこれまでと同様、将来の当社の企業価値ひいては株主共同の利益の確保・向上につながるものと考えております。
２．企業価値向上のための取組み
世界的な資源開発競争の激化や不安定なエネルギー価格動向のほか、国内天然ガス事業に係る一層の競争激化、環境問題への社会的意識の高まり等が想定されるとの認識のもと、当社は長期ビジョンとその達成に向けた平成27年度から平成31年度までの５年間を対象とした中期事業計画を策定いたしました。
これまでＥ＆Ｐ（石油・天然ガスの探鉱・開発・生産）にほぼ特化してきた事業分野について、これを軸にしながら従来型のＥ＆Ｐ事業に留まらない事業からの収益拡大を目指すという長期ビジョンのもと、Ｅ＆Ｐ事業、国内天然ガス等供給事業、環境・新技術事業、ＣＳＲ経営を柱にした事業展開を進め、それぞれに掲げる目標の達成によって企業価値のより一層の向上を図ります。
３．コーポレート・ガバナンスの強化
当社は、以上のような諸施策を実行することによって、当社の企業価値ひいては株主共同の利益の確保・向上を図っていく所存であります。また、当社は、効率的な経営により利益を上げ、かつ有用な存在として社会に受け入れられる企業であり続けるため、コーポレート・ガバナンスの重要性を認識し、以下のとおり、そのシステムの整備、充実を目指しております。
まず、当社は、業務執行体制の明確化のため執行役員制度を導入するとともに、社外監査役２名に加え、業務を執行しない社外取締役を３名選任することにより、取締役会の監督機能の強化を図っております。
現在、取締役会は月１回を定例として開催され、重要な業務執行の決定を行うほか、取締役または執行役員から業務執行状況の報告を受けることにより、監督機能を果たしています。監査役は、取締役会に出席するほか、常勤監査役がその他の重要会議に出席するとともに、業務を執行する各取締役または執行役員と随時意見交換を行うことにより、監督機能を果たしております。また、内部監査として、監査室が、社長直轄のもと各部署における内部統制の実効性の検証を含め、法令及び社内諸規程の遵守その他適正な業務執行がなされているかの監査にあたっております。
一方、内部統制につきましては、平成18年５月に会社法及び会社法施行規則に定める、業務の適正を確保するために必要な体制の整備を行い、同年４月に設置された内部統制委員会が主体となって、業務の適正を確保するための体制の点検、整備を継続しております。
さらに、こうした経営機構上のコーポレート・ガバナンスに加えて、決算説明会の開催、ホームページの充実などのＩＲ活動により、経営の透明性を高めることを通じて、時々の状況下で最適な業務執行の実現を期しております。
三 基本方針に照らして不適切な者によって当社の財務及び事業の方針の決定が支配されることを防止するための取組み（本プラン）
１．本プランの目的
本プランは、当社の企業価値・株主共同の利益を確保し、向上させることを目的として、上記一に記載した基本方針に沿って導入されたものです。
当社取締役会は、基本方針に定めるとおり、当社の企業価値・株主共同の利益に資さない当社株券等の大量買付を行う者は、当社の財務及び事業の方針の決定を支配する者として不適切であると考えております。本プランは、こうした不適切な者によって当社の財務及び事業の方針の決定が支配されることを防止し、当社の企業価値・株主共同の利益に反する大量買付を抑止するとともに、当社株券等に対する大量買付が行われる際に、当社取締役会が株主の皆様に代替案を提案したり、あるいは株主の皆様がかかる大量買付に応じるべきか否かを判断するために必要な情報や時間を確保すること、株主の皆様のために交渉を行うこと等を可能とすることを目的としています。
２．本プランの概要
本プランは、当社株券等の20％以上を買収しようとする者が現れた際に、買収者に事前の情報提供を求める等、上記の目的を実現するために必要な手続を定めています。
買収者は、本プランに係る手続に従い、当社取締役会において本プランを発動しない旨が決定された場合に、当該決定時以降に限り当社株券等の大量買付を行うことができるものとされています。
買収者が本プランにおいて定められた手続に従わない場合や、当社株券等の大量買付が当社の企業価値・株主共同の利益を毀損するおそれがある場合等で、本プラン所定の発動要件を充たす場合には、当社は、買収者等による権利行使は原則として認められないとの行使条件及び当社が原則として買収者等以外の者から当社株式と引換えに新株予約権を取得できる旨の取得条項が付された新株予約権を、その時点の当社を除く全ての株主の皆様に対して新株予約権の無償割当ての方法により割り当てます。
本プランに従って新株予約権の無償割当てがなされ、その行使または当社による取得に伴って買収者以外の株主の皆様に当社株式が交付された場合には、買収者の有する当社の議決権割合は、最大約50％まで希釈化される可能性があります。
本プランに従った新株予約権の無償割当ての実施、不実施または取得等の判断については、取締役会の恣意的判断を排するため、独立委員会規則に従い、当社経営陣から独立した社外取締役等のみから構成される独立委員会において、その客観的な判断を経ることとしています。
なお、独立委員会の委員は次のとおりです。
土屋恵一郎 明治大学長
小島 明 当社社外取締役
渡辺 裕泰 当社社外監査役
また、当社取締役会は、これに加えて、本プラン所定の場合には、株主総会を招集し、新株予約権の無償割当ての実施に関する株主の皆様の意思を確認することがあります。
こうした手続の過程については、適宜株主の皆様に対して情報開示がなされ、その透明性を確保することとしています。
本プランの有効期間は、平成26年６月25日開催の第44回定時株主総会の決議による、本プランに係る本新株予約権の無償割当てに関する事項の決定権限の委任期間と同じく、当定時株主総会終結後３年以内に終了する事業年度のうち最終のものに関する定時株主総会の終結の時までとします。
但し、その有効期間の満了前であっても、①当社の株主総会において本新株予約権の無償割当てに関する事項の決定についての取締役会への上記委任を撤回する旨の決議が行われた場合、または、②当社取締役会により本プランを廃止する旨の決議が行われた場合には、本プランはその時点で廃止されるものとします。
なお、本プランの詳細につきましては、インターネット上の当社ウェブサイトに記載しております、平成26年５月12日付の当社ニュースリリース「当社株式の大量取得行為に関する対応策（買収防衛策）の更新について」をご覧ください。
（アドレス http://www.japex.co.jp/newsrelease/pdfdocs/20140512_baisyu-j.pdf）
四 本プランに対する当社取締役会の判断及びその理由
１．本プランが基本方針に沿うものであること
本プランは、当社株券等に対する買付等がなされた際に、当該買付等に応じるべきか否かを株主の皆様が判断し、あるいは当社取締役会が代替案を提案するために必要な情報や時間を確保したり、株主の皆様のために買付者等と交渉を行うこと等を可能とすることにより、当社の企業価値ひいては株主共同の利益を確保するための枠組みであり、基本方針に沿うものです。
２．本プランが当社の株主の共同の利益を損なうものではなく、また、当社の会社役員の地位の維持を目的とするものではないこと
当社は、以下の理由により、本プランは、当社株主の共同の利益を損なうものではなく、また、当社の会社役員の地位の維持を目的とするものではないと考えております。
① 買収防衛策に関する指針の要件を充足していること
本プランは、経済産業省及び法務省が平成17年５月27日に発表した企業価値・株主共同の利益の確保または向上のための買収防衛策に関する指針の定める三原則（①企業価値ひいては株主共同の利益の確保・向上の原則、②事前開示・株主意思の原則、③必要性・相当性の原則）を充足しています。
② 株主意思を重視するものであること
本プランの導入に際しては、株主の皆様の意思を確認すべく、平成20年６月25日開催の第38回定時株主総会においてこれを付議し、承認可決され、その後、平成23年６月24日開催の第41回定時株主総会及び平成26年６月25日開催の第44回定時株主総会においてその更新を付議し、承認可決されております。
また、当社取締役会は、本プランに定める一定の場合に、本プランの発動の是非について、株主総会において株主の皆様の意思を確認するとしています。
加えて、本プランには、有効期間を約３年間とするいわゆるサンセット条項が付されており、かつ、その有効期間の満了前であっても、当社株主総会において上記の委任決議を撤回する旨の決議が行われた場合または当社取締役会において本プランを廃止する旨の決議が行われた場合には、本プランはその時点で廃止されることになります。その意味で、本プランの消長には、株主の皆様のご意向が反映されることとなっております。
③ 独立性の高い社外取締役等の判断の重視と情報開示
本プランの発動に際しての実質的な判断は、独立性の高い社外取締役等のみから構成される独立委員会により行われることとされています。
また、その判断の概要については株主の皆様に情報開示をすることとされており、当社の企業価値・株主共同の利益に適うように本プランの透明な運営が行われる仕組みが確保されています。
④ 合理的な客観的要件の設定
本プランは、合理的な客観的要件が充足されなければ発動されないように設定されており、当社取締役会による恣意的な発動を防止するための仕組みを確保しているものといえます。
⑤ 第三者専門家の意見の取得
本プランは、買付者等が出現すると、独立委員会は、当社の費用で、ファイナンシャル・アドバイザー、公認会計士、弁護士、税理士、コンサルタントその他の専門家の助言を受けることができるものとされています。これにより、独立委員会による判断の公正さ・客観性がより強く担保される仕組みとなっています。
⑥ デッドハンド型やスローハンド型の買収防衛策ではないこと
本プランは、当社の株券等を大量に買い付けた者が、自己の指名する取締役を株主総会で選任し、かかる取締役で構成される取締役会により、本プランを廃止することが可能です。
従って、本プランは、デッドハンド型買収防衛策（取締役会の構成員の過半数を交替させてもなお、発動を阻止できない買収防衛策）ではありません。また、当社においては取締役の期差任期制は採用されていないため、本プランは、スローハンド型買収防衛策（取締役会の構成員の交替を一度に行うことができないため、その発動を阻止するのに時間を要する買収防衛策）でもありません。
以下には、当社グループの経営成績、株価及び財務状況等に影響を及ぼす可能性のある主な事項を記載しております。当社グループは、これらのリスク発生の可能性を認識したうえで、その発生の回避及び発生した場合の適切な対応に努める方針であります。
本項においては、将来に関する事項が含まれておりますが、当該事項は提出日現在において当社が判断したものであります。
１ 法的規制について
(1) 原油・天然ガス事業に関する法的規制
当社の事業は、鉱業法、ガス事業法をはじめ、鉱山保安法、高圧ガス保安法、消防法等の規制を受けております。現時点においてこのような法的規制が存在することが、当社事業の妨げとなり、もしくは著しい費用の増加につながっている事実はありませんが、将来的にこれらの法令が改正され、もしくは新たな規制法令が制定されて当社の事業に適用された場合、当社はその制約を受けることになります。
(2) 当社グループ事業の環境に対する負荷と法的規制
当社グループの事業は、鉱業という事業の特性上、その操業の過程で環境に対して様々な負荷を与え、また与える可能性があります。このため当社グループでは、関連法令に基づいて、監督官庁からの許認可取得、届出、販売先への製品情報の提供等、必要な手続きについて適法かつ適正な処理を行っており、従来、重大な問題が発生したことはありません。但し、世界的な環境意識の高まりに連れて現行の法規制が強化された場合には、対策費用の増加等により、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 経営成績の変動要因について
(1) 原油売上高の変動要因
当社が日本国内で販売する原油の販売価格は国際原油価格に連動して決定されるため、石油輸出国機構（OPEC）の生産動向や国際的な需給動向によって市況が変動し、また為替レートが変動した場合、当社の原油販売価格はその影響を受けます。当社はかかるリスクを軽減する目的で原油スワップ取引等を行うことがありますが、こうした取引によって全てのリスクが回避されるわけではありません。
(2) 天然ガス売上高の変動要因
当社が日本国内で販売する天然ガスの販売単価は、従来、販売先との契約に基づいて事業年度を通じて円建てで固定されているものが多数を占めていましたが、ＬＮＧの市場価格に基づき価格を決定する契約が増加傾向にあり、国際市況や為替の変動によって売上高が影響を受ける可能性が高まっています。また、都市ガス会社向けのガス販売数量については、夏季に需要が減少し、冬季に増加するという季節変動があるほか、暖冬時には販売量が低下する傾向が見られます。また長期的に見た場合、我が国エネルギー市場の規制緩和等が、天然ガスの販売単価や販売数量に悪影響を及ぼす可能性があります。
(3) 探鉱投資水準による損益の変動
生産・販売により減少する埋蔵量を維持・拡大し長期にわたり安定的な石油・天然ガスの供給体制の整備を図ることは、探鉱・開発・販売を事業の骨格とする当社グループにおいて重要な課題であり、当社グループでは原油・天然ガス販売から得られた利益の相当部分を、国の内外における探鉱投資に充当しています。探鉱投資額については、探鉱費用としてもしくは引当金の計上を通じて費用化しております。このため各事業年度における探鉱投資額の増減が、当社グループの利益に直接的な影響を及ぼすことになります。
３ 事業に関するリスクについて
(1) 事業の特徴
当社グループの事業は、初期の基礎的な調査から、掘さく作業を経て資源の発見に至るまでの探鉱段階において、多額の投資と長い期間を要する一方、資源の発見が保証されているわけではなく、元来リスクの高い事業です。また、資源の発見に至った後も、開発井の掘さく、生産設備や輸送設備の建設等に多額の投資が必要となります。従って、事業に着手してから投資額を回収し、利益に寄与するまでに長いリードタイムを要するのが通例であり、この間、事業環境の変化により、投資額の増大（開発スケジュールの遅延に起因するものを含みます。）、需要の減少、販売単価の下落、操業費の増加、為替変動などが発生し、所期の投資目的を達成できないリスクがあります。加えて、これらの投資には、埋蔵量や生産量の予期せぬ減少等の地質的な不確実性、不純物の混入など鉱業に特有の様々な技術的なリスクがあり、こうしたリスクが顕在化した場合には、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。
(2) エネルギー市場自由化の影響
我が国の電力・ガス事業分野においては、競争原理の導入を目指した様々な規制緩和の一環として、平成29年４月１日に改正ガス事業法が施行される見通しであり、従来より第三者託送義務が課されている天然ガスパイプラインに加え、一定規模以上のＬＮＧ基地が、ガス事業法の規制下で新たに第三者開放義務を負うことになります。当社では、こうした規制緩和の流れが、我が国のガス市場全体の活性化と天然ガスの需要拡大をもたらすとともに、当社グループのマーケティングの自由度を高め、事業領域や顧客基盤の拡大につながるものと考えています。一方で、エネルギー市場の構造改革の進展は厳しい価格競争をもたらし、当社グループの天然ガス販売にも悪影響を及ぼす可能性があります。
(3) 販売に関するリスク
当社では、多くの販売先と長期にわたる取引関係を築いていますが、通常、単年度での販売契約を締結しているため、複数年以上にわたる長期販売契約の締結は一部の取引に留まっております。このため、大多数の販売先には契約上の長期的な引取義務はなく、販売先における需要減少、仕入先の変更等に伴う当社の販売数量の減少等により、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) 仕入に関するリスク
当社は平成15年３月より輸入を開始したマレーシア産ＬＮＧに関して、テイク・オア・ペイ条項に基づく長期引取義務を負っており、当社が何らかの事情により規定された年間最低引取数量について引取不能となった場合でも、未達数量について支払義務が発生します。このため、将来的に当社の天然ガス販売数量が減少した場合でも、ＬＮＧ引取数量が固定化されるというリスクがあります。また、ＬＮＧの仕入価格は原油価格や為替レートの影響を受ける変動価格であり、仕入価格が高騰した場合、当社が販売価格に転嫁できなければ、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) 操業に関するリスク
当社グループでは、坑井の掘さく、原油や天然ガスの生産・輸送等の操業に関して、保安体制や緊急時対応策の整備に努めておりますが、操業上の事故や災害（自然災害を含みます。）の発生によって人的・物的損害が発生するリスクは常に存在しています。こうした事故や災害が発生した場合、その損害の全てが保険によりカバーされるわけではありません。また、直接的な損害だけでなく、販売の中断による収入の減少、販売先に対する損害賠償、環境汚染による損害賠償、行政処分、社会的信用の低下といった副次的な損害をもたらす可能性があります。
(6) 将来の廃鉱に関するリスク
当社グループが現在生産を行っている坑井及び鉱山等については、生産終了後に廃鉱作業を実施する必要があり、当社グループは当該有形固定資産の除去に関して資産除去債務を計上しております。新たな法令や契約、市場変動等の外的環境の変化により、当社グループの資産除去債務の妥当性に影響を及ぼす可能性があります。
(7) 将来の税制等の変更に関するリスク
鉱業に特有の税制優遇措置として、探鉱準備金制度、海外投資等損失準備金制度及び新鉱床探鉱費の特別控除制度（所得控除）があり、当社グループもその制度を利用しておりますが、将来、こうした優遇措置が変更された場合、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。
(8) 海外事業に関するリスク
海外事業が探鉱、開発と段階を経ていく過程で、多額の投資（出資又は資金貸付）を行うこととなる場合、当社の財務状況に影響を及ぼす可能性があります。また、当社が出資する海外プロジェクト会社が銀行融資等によって事業資金を調達する場合、当社は当該借入金の全部又は一部について債務保証を行うことがあります。この場合において、当該プロジェクト会社の財務状況が悪化して債務不履行となったとき、当社に当該保証額について債務を履行する義務が生じます。
さらに、石油開発の全般的な傾向として、海外事業の一部はカントリーリスクの相対的に高い地域で実施されることがあり、これらの国々の政治的もしくは経済的混乱、法制や税制もしくは政策等の変更が、当社グループの海外事業の円滑な遂行に悪影響を及ぼす可能性があります。
なお、相当規模の資金を要する生産段階にある主要な海外事業は、次のとおりであります。
① サハリンプロジェクトの進捗状況
当社は、サハリン石油ガス開発㈱への出資を通じて（平成28年３月期末の出資比率 15.29％）、ロシア・サハリン島沖合における原油・天然ガス開発事業（サハリン１プロジェクト）に参画しております。同プロジェクトは平成13年10月に商業化宣言を行い、ロシア政府の承認を経て開発段階に移行した後、平成18年10月、チャイウォ油ガス田からの本格的な原油生産の開始に伴って本邦への輸出を開始し、現在も順調に生産販売を続けているほか、平成22年９月にはオドプト油ガス田から、平成27年１月にはアルクトン・ダギ油ガス田からも原油生産を開始しております。
当社は、同社が開発資金を調達するに際し、独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構並びに他の民間株主とともに債務保証を行っております。平成28年３月期末時点で、当社の債務保証残高の総額は4,837百万円であり、平成19年５月より同社による借入金の返済が開始されております。
また、サハリン１プロジェクトでは、上記の生産中油ガス田で追加開発作業を進めており、また、現時点では具体的な計画は策定されていないものの、天然ガス生産を目的とした開発を行う可能性があり、将来、これらの作業や計画の進展次第では、当社において追加的な債務保証が発生する可能性があります。
② インドネシアカンゲアンプロジェクトの進捗状況
当社は、平成19年５月より、Energi Mega Pratama Inc.（EMPI）への出資（平成28年３月期末の出資比率25％）を通じて、インドネシア・ジャワ島東方沖合のカンゲアン鉱区における原油・天然ガス開発事業に参入しております。同鉱区は、複数の油・ガス田及び構造を有し、参入時点で既に生産中であった一部油・ガス田において生産を続ける一方、平成24年５月、テランガス田の商業生産を開始するとともに、他の有望地域でも探鉱・開発作業を進めております。
当社は、同鉱区に直接権益を持つEMPIの100％子会社Kangean Energy Indonesia Ltd.(KEI)及びEMP Exploration (Kangean)Ltd.に対し、他のEMPIの株主と共同で開発資金の貸付を行っており、平成28年３月期末の当社の貸付残高は両社合わせて15,415百万円となっております。また、生産設備に関連する債務に対する保証を行っており、平成28年３月期末の当社の保証残高は8,961百万円となっております。
同鉱区においては、現在開発作業を進めている油・ガス田のほかにも探鉱ポテンシャルを持つ構造が複数存在することから、開発の進捗に応じて発生が見込まれる資金貸付、債務保証等に加えて、これら大規模構造の探鉱、開発が実施される場合、更なる多額の投資が必要となる可能性があります。
③ イラク共和国ガラフ油田開発生産プロジェクトの進捗状況
当社は、連結子会社㈱ジャペックスガラフへの出資を通じて（平成28年３月期末の出資比率 55.00％）、イラク共和国南部におけるガラフ油田開発生産プロジェクトに参画し（同社参加比率30％、資金負担比率40％）、オペレーターであるPETRONAS Carigali Iraq Holding B.V.（マレーシア国営石油会社ペトロナス社の子会社）と共同で開発事業を推進しております。
現時点の計画では、本油田の開発生産に係る総設備投資額（20年間）は、概算で50～60億米ドル（㈱ジャペックスガラフ負担額：概算20～24億米ドル）と想定しています。平成25年８月に生産を開始したことにより、今後は受取原油の販売収入を設備投資に充当していきます。
当社は、同国の政治状況、治安状況等には十分留意しつつ事業を進める所存ですが、これらの状況の悪化がプロジェクトに悪影響を及ぼす可能性があるほか、予期せぬコストの増加や開発スケジュールの遅延または生産量の減少が生じた場合等には、資金負担額が増加する可能性があります。
④ カナダ アルバータ州Hangingstone鉱区オイルサンド開発事業の進捗状況
当社は、連結子会社カナダオイルサンド㈱への出資（平成28年３月期末の出資総額 49,480百万円、出資比率 93.24％。間接出資を含む場合の出資総額 50,492百万円、出資比率 94.58％）を通じて、カナダ アルバータ州におけるオイルサンド開発事業を推進しております。
同社完全子会社である現地操業会社 Japan Canada Oil Sands Limited（JACOS）が、同州Hangingstone鉱区の一部地域において日量約5,000バレルにてビチューメンの生産を行っておりますが（注 昨今の油価の著しい下落に対応するため、平成28年５月より一時的に休止しております）、平成24年12月、当社は、更なる生産量・埋蔵量の拡大を図るべく、同鉱区の拡張開発事業についての最終投資決定を行い、現在開発作業を鋭意進めているところです。
なお、本拡張開発事業は、75％の権益を保有するJACOSと25％の権益を保有するNexen Energy ULCとの共同事業であります。
現時点の計画では段階的開発を行うこととし、初期開発に係る総投資額として約16.7億カナダドル（JACOS権益分として約12.5億カナダドル）を見込んでおりますが、所要資金については自己資金と借入金にて賄う予定であります。
当社は、オペレーターであるJACOSを通じ、プロジェクト管理に万全を期す所存ですが、予期せぬコストの増加や開発スケジュールの遅延が生じた場合等には、資金負担額が増加する可能性があります。
⑤ カナダ ブリティッシュ・コロンビア州におけるシェールガス開発・生産プロジェクト及びＬＮＧプロジェクトの進捗状況
当社は、連結子会社JAPEX Montney Ltd.（JML）への出資（平成28年３月期末の出資総額918百万カナダドル、出資比率45％）を通じて、マレーシア国営石油会社 ペトロナス社の推進するシェールガス開発・生産プロジェクト及び同州西海岸で検討中のＬＮＧプロジェクトに参画しております（参加比率10％）。これにより、当社は同参加比率相当のＬＮＧ（約120万ｔ／年）を引き取る権利を取得しております。
シェールガス開発・生産プロジェクトに関しては、上記ＬＮＧプロジェクトに20年間供給するに充分な埋蔵量を既に確認しております。ＬＮＧの生産に合わせて、今後とも生産量の拡大を図っていく計画です。
また、ＬＮＧプロジェクト（Pacific Northwest LNGプロジェクト、生産量約1,200万ｔ／年）に関しては、カナダ連邦政府による環境影響評価の承認が得られた時点で、プロジェクトパートナー間において最終投資決定につき審議される予定です。
なお、本事業に係る投資予定額は、最終投資決定時に算定されることとなります。
４ 国際石油開発帝石株式会社の株価変動に伴うリスクについて
当社は、平成28年３月期末現在、国際石油開発帝石㈱株式を7.31％保有しており、当社グループの平成28年３月期連結会計年度末の投資有価証券の残高は135,261百万円であり、このうち国際石油開発帝石㈱株式は91,233百万円となっております。同社の連結業績や株価は、当社グループと同様に、原油価格の動向等により変動する傾向があるほか、同社株価が変動した場合、当社グループの財政状態に影響を及ぼす可能性があります。
５ 国の保有する当社株式について
当社は、平成15年12月、石油公団（当時）が保有していた当社株式の一部の売出しにより、東京証券取引所市場第一部に株式を上場しましたが、この結果、同公団の所有株式数の割合は、65.74％から49.94％に低下しました。
さらに、同公団が保有していた当社株式は、同公団の廃止に伴い、平成17年４月１日付で国（経済産業大臣）に承継されるとともに、平成19年６月15日を受渡期日とする株式売出しにより、当該保有株式のうち15.94％相当分が売却された結果、同大臣の所有株式数の割合は34.00％まで低下し、現在に至っています。残る株式についても引き続き売却される可能性があり、その時期、方法、数量等によっては、当社の株価に影響を及ぼす可能性があります。
なお、当該株式の保有に関して、国と当社との間には、「定款の変更」「資本金の増減、または社債の発行」「決算および利益金の処分」「営業の一部もしくは全部の譲り渡し、または譲り受け」「役員候補者の決定」「資産または事業経営に重要な影響のある事項」に関して、国との間で協議を行う旨を定めた覚書が存在しております。当該覚書の運用は当社の経営の独立性を尊重する形で行われており、当該覚書の存在が、当社の事業の妨げとなったり、事業内容の制約となったことはありません。
石油・天然ガス関連事業
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契約当事者 |
契約の要旨 |
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石油資源開発㈱ （提出会社）
日本海洋石油資源開発㈱ （連結子会社）
三菱瓦斯化学㈱ |
契約年月日 |
昭和58年２月23日 |
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契約期間 |
昭和58年２月９日から共同開発終了まで |
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契約内容 |
新潟県岩船沖海域における石油、天然ガスの探鉱開発及び生産の共同事業に関する契約。 各社の持分比率は次のとおりです。 石油資源開発㈱ 46.667％ 日本海洋石油資源開発㈱ 33.333％ 三菱瓦斯化学㈱ 20.000％ |
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石油資源開発㈱ （提出会社）
マレーシアＬＮＧティガ社 |
契約年月日 |
平成14年４月９日 |
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契約期間 |
平成14年４月から20年間 |
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契約内容 |
マレーシアＬＮＧ第３プロジェクト（同国サラワク州）からのＬＮＧ購入に係るマレーシアＬＮＧティガ社との長期売買契約。 |
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主な契約条件は次のとおりです。 (1）数量 最大48万ｔ／年 各年度において、所定の数量を引取らなかった場合、価格相当額を支払う義務を負い（テイク・オア・ペイ）、後年度において当該引取未達相当量の引渡を請求する権利を有しております。 |
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(2）引渡条件 Ex－Ship（着桟渡し） 日本海エル・エヌ・ジー㈱の新潟基地にて引渡を受けることとなっております。 |
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㈱ジャペックスガラフ （連結子会社）
イラク南部石油公社 ペトロナス社 （マレーシア国営石油会社） イラク北部石油公社 |
契約年月日 |
平成22年１月18日 （平成22年３月31日付にて、提出会社より契約上の権利義務を譲受けた。） |
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契約期間 |
平成22年２月より20年間 |
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契約内容 |
イラク南部のガラフ油田における開発生産サービス契約（＊）。
（＊）開発生産サービス契約：石油開発会社が必要な資金と技術を提供して開発を行い、生産される原油・天然ガスの一定割合から投下資金を回収し、予め定められた生産量あたりの報酬額に応じて、報酬を受け取ることができる形式の契約 コントラクター各社の参加比率は次のとおりです。 ペトロナス社 45％ |
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ジャペックス モントニー社 （連結子会社）
プログレス ベンチャーズ社 （のち、プログレス エナジー カナダ社） |
契約年月日 |
平成25年３月29日 |
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契約内容 |
カナダ ブリティッシュ・コロンビア州のシェールガス開発・生産プロジェクトに係る上流権益の売買契約。 ペトロナス社の推進するシェールガス開発・生産プロジェクト及び同州西海岸で検討中のＬＮＧプロジェクトへの参画に関するペトロナス社との基本合意に基づき、同州ノースモントニー地域のシェールガス鉱区にプログレス ベンチャーズ社（のち、プログレス エナジー カナダ社）（ペトロナス社の子会社）が所有する当該権益の一部（権益全体の10％）を取得しております。 |
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契約当事者 |
契約の要旨 |
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石油資源開発㈱ （提出会社）
パシフィック ノースウェスト エルエヌジー社 |
契約年月日 |
平成25年４月26日 |
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契約内容 |
カナダ ブリティッシュ・コロンビア州のシェールガス開発・生産プロジェクトからのＬＮＧ引き取りに関する契約。 ペトロナス社が同州西海岸で検討中のＬＮＧプロジェクト（Pacific Northwest LNGプロジェクト、生産量1,200万t／年）の10%相当のＬＮＧ（120万ｔ／年）を引き取る権利を取得しております。 |
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当社グループは、事業に直結する課題にとどまらず、次世代技術及び新規事業分野への進出をも見据えて、探鉱（地質）、物理探査、生産等の技術部門並びにこれらの技術が活用可能な環境事業分野において具体的テーマを選定し、研究開発及び調査等を実施しております。
当連結会計年度における研究課題、研究開発費等をセグメントごとに示すと、次のとおりであります。
①日本
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研究課題 |
目的 |
研究当事者 (研究体制) |
研究開発費 (百万円) |
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低周波地震探査調査法研究 |
低周波地震探査に向けた震源及び受振システムに関するデータ取得技術の精査、基礎実証データの取得・検証を通じて、深部構造イメージングに関わる高度化手法の開発を目的とする。 |
㈱地球科学総合研究所 |
37 |
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CCS実用化に向けた長期挙動予測技術の確立 |
国主導の実証実験を通じて、CCS実用化に向けた高精度の長期挙動予測のための要素技術を確立する。 |
石油資源開発㈱ |
12 |
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マイクロサイスミック技術開発 |
シェールオイル開発に伴うフラッキングのモニタリング、CCSにおけるCO2挙動モニタリング、油ガス層長期モニタリング及び地熱開発に伴う微小地震観測等のマイクロサイスミック技術の研究開発を目的とする。 |
㈱地球科学総合研究所 |
12 |
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衛星画像検索ツールの実利用研究 |
雲量情報及び統計量情報等を広域検索に効果的に利用できるインテリジェントな検索アルゴリズムを持つツールの開発を目的とする。 |
㈱地球科学総合研究所 |
11 |
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データ解析基盤技術研究 |
地震探査データ解析に関わる解析技術、解析システム、計算機技術等の基盤技術について調査、検討を行い、解析結果の品質改善並びに解析作業の効率化を図ることを目的とする。 |
㈱地球科学総合研究所 |
11 |
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その他 |
－ |
石油資源開発㈱ ㈱地球科学総合研究所 |
47 |
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合計 |
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133 |
②北米
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研究課題 |
目的 |
研究当事者 (研究体制) |
研究開発費 (百万円) |
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オイルサンドに係る技術開発 |
油層評価手法及び生産プロセス改善手法の開発を行う。 |
Japan Canada Oil Sands Limited （カナダ アルバータ州等と共同で実施） |
19 |
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当社グループが判断したものであります。
(1) 重要な会計方針及び見積り
当社グループの連結財務諸表は、我が国において一般に公正妥当と認められている会計基準に基づき作成されております。この連結財務諸表の作成にあたっては、一定の会計基準の範囲内において、資産・負債及び収益・費用の金額及び開示に影響を与える見積りを必要とします。これらの見積りについては、過去の実績等を勘案し継続評価しており、必要に応じて見直しを行っておりますが、実際の結果は、見積り特有の不確実性があるためこれらとは異なる場合があります。
(2) 経営成績の分析
① 概況
当連結会計年度の経営成績は、前連結会計年度に比べ売上高は64,609百万円減収（△21.2％）の240,302百万円、経常利益は50,187百万円減益（△91.5％）の4,652百万円となり、親会社株主に帰属する当期純利益は27,477百万円減益（△92.9％）の2,090百万円となりました。
② 為替レートと油価
当連結会計年度の１キロリットル当たりの原油販売価格は、夏場以降の下落を受けて、通年の平均販売価格では前連結会計年度に比べ25,240円下落の33,493円／klとなりました。
国産原油の販売価格は、基本的に海外原油の本邦への円建輸入価格に連動して決定されます。原油CIF価格に基づく油価は１バレル当たり51.48ドル（加重平均）と、前連結会計年度に比べ45.00ドル下落しております。
一方、為替レートは121.06円／ドル（加重平均）と、前連結会計年度に比べ14.83円の円安となりました。ドル建原油価格の下落が円安による原油価格の上昇より影響が大きかったことにより、原油販売価格は前連結会計年度に比べて下落しております。
海外買入原油の販売につきましては仕入価格と連動するため、油価・為替の変動が損益に与える影響は軽微であります。
ビチューメンの１バレル当たりの販売価格は21.05ドル（加重平均）と、前連結会計年度に比べ29.43ドル下落しております。
③ 設備投資と減価償却費等
当連結会計年度の設備投資額は84,214百万円（前連結会計年度比13,555百万円の減少）となりました。主なものは、カナダ国におけるシェールガス開発・生産プロジェクト及びオイルサンド開発に係る投資額などであります。減価償却費は17,078百万円（前連結会計年度比266百万円の増加）となりました。
また、当連結会計年度のイラク共和国ガラフ油田の開発等に係る生産物回収勘定への支出額は42,958百万円（前連結会計年度比11,562百万円の増加）となりました。生産物回収勘定の回収額は41,402百万円（前連結会計年度比7,737百万円の増加）となりました。
④ 探鉱活動
当連結会計年度の探鉱費は、前連結会計年度に比べ2,026百万円増加して6,516百万円となりました。
探鉱費の内訳は、国内では、主に新潟県における探鉱掘さく作業、並びに地質調査作業によるものであり、海外では、主に英領北海における海上鉱区での探鉱掘さく作業によるものであります。
⑤ 売上高の状況
当連結会計年度の売上高の構成は、「原油・天然ガス」が189,103百万円（構成比78.7％）、「請負」が9,797百万円（構成比4.1％）、「その他」が41,401百万円（構成比17.2％）となっております。
以下、最も割合の大きい「原油・天然ガス」について分析いたします。
原油の販売数量は主にイラク共和国ガラフ油田の販売数量が増加したことなどにより2,926千klと前連結会計年度に比べ862千kl増加（＋41.8％）しましたが、一方で原油の販売価格は②為替レートと油価の項目で述べましたとおり下落したことにより、原油の売上高は98,023百万円と前連結会計年度に比べ23,217百万円減少（△19.1％）しております。
天然ガスの販売数量は主にカナダ国ノースモントニー鉱区の天然ガス販売数量が増加したことなどにより1,780百万㎥と前連結会計年度に比べ69百万㎥増加（＋4.1％）しましたが、一方で天然ガスの販売価格は前連結会計年度と比べ10.63円／㎥下落して38.46円／㎥となりましたことにより、天然ガスの売上高は68,469百万円と前連結会計年度に比べ15,504百万円減少（△18.5％）しております。
液化天然ガスは、前連結会計年度に比べ65千トン減少（△24.0％）の208千トンを販売し、売上高は17,715百万円と前連結会計年度に比べ10,595百万円減少（△37.4％）しました。
ビチューメンは、前連結会計年度に比べ25千kl減少（△7.8％）の306千klを販売し、売上高は4,894百万円と前連結会計年度に比べ7,210百万円減少（△59.6％）しました。
⑥ 営業費用
売上原価は193,022百万円と前連結会計年度に比べ41,626百万円減少しております。これは主に、買入海外原油などの仕入価格の下落によるものであります。
販売費及び一般管理費は32,426百万円と前連結会計年度に比べ1,198百万円減少しました。
探鉱費については、④探鉱活動をご参照ください。
以上の結果、営業利益は前連結会計年度に比べ23,810百万円減益の8,336百万円となりました。
⑦ 営業外損益
営業外収益は、サハリン石油ガス開発㈱等の持分法による投資利益が減少しましたことや、前連結会計年度において計上しておりました為替差益が当連結会計年度においては為替差損の計上となったことなどにより、前連結会計年度に比べ17,776百万円減少の6,715百万円となりました。一方、営業外費用は、先に述べましたとおり為替差損の計上となったことなどにより、前連結会計年度に比べ8,600百万円増加の10,399百万円となりました。
以上の結果、経常利益は前連結会計年度に比べ50,187百万円減益の4,652百万円となりました。
⑧ 特別損益
特別利益は、土地の売却益などにより、前連結会計年度に比べ40百万円増加の82百万円となりました。一方、特別損失は、減損損失が減少したことなどにより、当連結会計年度は、前連結会計年度に比べ1,282百万円減少の3,225百万円となりました。
以上の結果、税金等調整前当期純利益は前連結会計年度に比べ48,864百万円減益の1,508百万円となりました。
⑨ 親会社株主に帰属する当期純利益
当連結会計年度の「法人税、住民税及び事業税」に「法人税等調整額」を加えた法人税等の金額は6,388百万円（前連結会計年度に比べ11,255百万円減少）となり、税金等調整前当期純利益1,508百万円に対する税効果会計適用後の法人税等の負担率は423.4％となりました。これは当社の法定実効税率である28.9％に比べ394.5％高くなっております。これは主に、税金等調整前当期純利益に対する税効果会計における評価性引当額の比率が増加したことなどによるものであります。
非支配株主に帰属する当期純損失は6,970百万円（前連結会計年度は3,161百万円の非支配株主に帰属する当期純利益）となりました。
以上の結果、法人税等及び非支配株主に帰属する当期純損失を控除した後の親会社株主に帰属する当期純利益は前連結会計年度に比べ27,477百万円減益の2,090百万円となりました。
(3) 財政状態及びキャッシュ・フローの状況の分析
① 資産・負債及び純資産の状況
当連結会計年度末における総資産は、前連結会計年度末に比べ29,260百万円減少し、707,601百万円となりました。
流動資産は、有価証券や短期貸付金の減少により前連結会計年度末に比べ24,854百万円減少し、173,638百万円となりました。固定資産は、建設仮勘定は増加しましたが投資有価証券が減少したこと等により前連結会計年度末に比べ4,406百万円減少し、533,963百万円となりました。
一方、負債合計は、前連結会計年度末に比べ16,069百万円増加し、212,284百万円となりました。
流動負債は、短期借入金等の減少により前連結会計年度末に比べ80,578百万円減少し、32,290百万円となりました。固定負債は、長期借入金等の増加により前連結会計年度末に比べ96,648百万円増加し、179,994百万円となりました。
純資産合計は、前連結会計年度末に比べ45,330百万円減少し、495,317百万円となりました。
株主資本は、前連結会計年度末に比べ609百万円減少し、360,109百万円となりました。その他の包括利益累計額は、その他有価証券評価差額金等の減少により前連結会計年度末に比べ38,779百万円減少し、60,899百万円となりました。非支配株主持分は、前連結会計年度末に比べ5,941百万円減少し、74,308百万円となりました。
② キャッシュ・フローの状況
当連結会計年度末における現金及び現金同等物（以下「資金」という。）は、前連結会計年度末に比べ16,086百万円減少し、126,570百万円となりました。主な内訳は以下のとおりです。
（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57,659百万円となりました。これは主に生産物回収勘定の回収額41,402百万円、減価償却費17,078百万円等によるものであります。
（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125,771百万円となりました。これは主に、利息及び配当金の受取額5,784百万円及び貸付金の回収による収入5,065百万円等がありましたが、有形固定資産の取得による支出92,953百万円、生産物回収勘定の支出42,958百万円があったことによるものであります。
（財務活動によるキャッシュ・フロー）
財務活動の結果得られた資金は54,816百万円となりました。これは主に短期借入れによる収入及び返済で差引き42,743百万円の支出がありましたが、長期借入れによる収入及び返済で差引き93,318百万円の収入があったことに加えて、非支配株主からの払込みによる収入11,005百万円等があったことによるものであります。
③ 財務政策
当社及び連結子会社では運転資金及び設備資金等について、以下のように管理しております。
運転資金は、主に内部資金により調達しておりますが、一部の連結子会社においては、一時的に資金が不足した場合、原則として当社グループ内で融通しております。また、効率的な資金調達を目的として当連結会計年度末において取引銀行７行と総額113,611百万円の当座貸越契約及び貸出コミットメント契約を締結しております。
設備投資や海外事業投資のための資金は、投資金額が多額な場合、手元流動性とのバランスやその投資の性質を勘案し、長期の借入を行うことがあります。当連結会計年度末の長期借入金（１年内返済予定を含む）の残高は、130,030百万円となっており、主な内訳は、インドネシアのカンゲアン鉱区の開発資金宛て借入が13,521百万円、カナダ国におけるシェールガス開発資金及びオイルサンド開発資金宛て借入がそれぞれ63,641百万円、50,867百万円であります。
この他、当社グループは偶発債務として、海外のプロジェクト会社の事業資金宛て銀行借入及び当社従業員の住宅ローン等に対する保証債務が、当連結会計年度末において26,171百万円ありますが、これらに対する支払準備は、預金及び市場性のある有価証券により流動性を確保しております。