INPEXは何で稼いでいる？

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。

（２）【役員の状況】

①　役員一覧

ａ．2026年３月26日（有価証券報告書提出日）現在の当社の役員の状況は、以下のとおりです。

男性　13名　女性　1名　（役員のうち女性の比率7.1％）

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数（株）

代表取締役社長

社長執行役員

上田　隆之

1956年８月30日生

1980年４月　通商産業省（現経済産業省）入省

2010年７月　大臣官房長

2011年８月　製造産業局長

2012年９月　通商政策局長

2013年６月　資源エネルギー庁長官

2015年７月　経済産業審議官

2017年４月　当社　非常勤特別参与

2017年８月　当社　副社長執行役員

2018年６月　当社　代表取締役社長社長執行役員（現）

(注)４

普通株式

42,051

取締役

副社長執行役員

総務本部長

兼オセアニア事業

本部長、

海外事業統括

大川　人史

1960年12月13日生

1984年４月　日中石油開発㈱入社

1994年５月　インドネシア石油㈱（国際石油開発㈱）入社

2008年10月　当社　イクシス事業本部業務ユニット兼アジア・オセアニア・大陸棚事業本部業務企画ユニット　パース事務所副所長

2018年６月　当社　執行役員イクシス事業本部本部長補佐、パース事務所副所長

2019年２月　当社　執行役員イクシス事業本部本部長補佐、パース事務所長

2019年６月　当社　常務執行役員オセアニア事業本部副本部長、パース事務所長

2022年１月　当社　常務執行役員オセアニア事業本部長、パース事務所長

2023年１月　当社　専務執行役員オセアニア事業本部長、パース事務所長

2024年１月　当社　専務執行役員総務本部長兼オセアニア事業本部長

2024年３月　当社　取締役専務執行役員総務本部長兼オセアニア事業本部長

2025年１月　当社　取締役副社長執行役員総務本部長兼オセアニア事業本部長

2025年３月　当社　取締役副社長執行役員総務本部長兼オセアニア事業本部長、海外事業統括（現）

(注)４

普通株式

25,771

取締役

副社長執行役員

経営企画本部長、

法務担当、コンプライアンス担当、低炭素事業統括

滝本　俊明

1961年10月20日生

1987年４月　帝国石油㈱入社

2004年１月　同社　海外本部カラカス事務所長

2008年10月　当社　アメリカ・アフリカ事業本部南米ユニットシニアコーディネーター

2013年６月　当社　ユーラシア・中東事業本部ロンドン事務所長

2016年６月　当社　新規プロジェクト開発本部新規探鉱ユニットジェネラルマネージャー

2018年６月　当社　執行役員アメリカ・アフリカ事業本部長

2019年６月　当社　常務執行役員上流事業開発本部長

2023年１月　当社　常務執行役員水素・CCUS事業開発本部長

2023年３月　当社　取締役常務執行役員水素・CCUS事業開発本部長

2024年１月　当社　取締役専務執行役員経営企画本部長、法務担当、ネットゼロ事業統括

2025年３月　当社　取締役専務執行役員経営企画本部長、法務担当、コンプライアンス担当、低炭素事業統括

2026年１月　当社　取締役副社長執行役員経営企画本部長、法務担当、コンプライアンス担当、低炭素事業統括（現）

(注)４

普通株式

41,480

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数（株）

取締役

専務執行役員

財務・経理本部長

山田　大介

1960年10月10日生

1984年４月　㈱日本興業銀行（現㈱みずほ銀行）入行

2011年４月　㈱みずほコーポレート銀行執行役員産業調査部長

2013年４月　同行常務執行役員営業担当役員

2013年７月　㈱みずほ銀行常務執行役員営業担当役員

2014年４月　㈱みずほフィナンシャルグループ常務執行役員大企業法人ユニット長

2018年４月　同社専務執行役員デジタルイノベーション担当役員（2019年３月退任）

2019年５月　当社　特別参与

2019年６月　当社　常務執行役員財務・経理本部副本部長、財務ユニットジェネラルマネージャー

2020年３月　当社　取締役常務執行役員財務・経理本部長

2024年１月　当社　取締役専務執行役員財務・経理本部長（現）

(注)４

普通株式

37,663

取締役

顧問

藤井　洋

1958年１月18日生

1980年４月　ジャパン石油開発㈱入社

2006年11月　同社　アブダビ支店長

2008年10月　当社　アブダビ事業本部業務企画ユニット、ジャパン石油開発㈱　アブダビ支店長

2009年８月　当社　アブダビ事業本部本部長補佐、ジャパン石油開発㈱　取締役アブダビ支店長

2013年４月　当社　アブダビ事業本部本部長補佐、業務企画ユニットマネージャー

2013年６月　当社　常務執行役員ユーラシア・中東事業本部副本部長

2015年６月　ジャパン石油開発㈱代表取締役社長（現）

2018年６月　当社　常務執行役員アブダビ事業本部長

2022年１月　当社　専務執行役員アブダビ事業本部長

2024年１月　当社　副社長執行役員アブダビ事業本部長

2025年３月　当社　代表取締役副社長執行役員アブダビ事業本部長

2025年４月　当社　代表取締役副社長執行役員欧州・中東事業本部長

2026年１月　当社　取締役顧問（現）

(注)４

普通株式

50,933

取締役

柳井　準

1950年７月５日生

1973年４月　三菱商事㈱入社

2004年４月　同社　執行役員エネルギー事業グループCEO補佐

2005年４月　同社　執行役員石油事業本部長

2008年４月　同社　常務執行役員エネルギー事業グループCOO

2011年４月　同社　常務執行役員エネルギー事業グループCEO

2013年４月　同社　副社長執行役員エネルギー事業グループCEO

2013年６月　同社　代表取締役副社長執行役員エネルギー事業グループCEO

2014年４月　同社　代表取締役副社長執行役員エネルギー事業グループCEO兼CCO

2016年６月　同社　顧問（2024年６月退任）

2016年６月　当社　社外取締役（現）

(注)４

-

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数（株）

取締役

飯尾　紀直

1951年３月２日生

1973年６月　三井物産㈱入社

2005年４月　同社　執行役員エネルギー本部長

2008年４月　同社　常務執行役員欧州・中東・アフリカ本部長

2008年10月　同社　専務執行役員欧州・中東・アフリカ本部長

2009年６月　同社　代表取締役専務執行役員

2009年８月　同社　代表取締役専務執行役員CCO

2010年４月　同社　代表取締役専務執行役員

2011年４月　同社　取締役

2011年６月　同社　顧問（2013年６月退任）

2017年６月　当社　社外取締役（現）

(注)４

-

取締役

森本　英香

1957年１月４日生

1981年４月　環境庁（現環境省）入省

1997年９月　環境庁長官秘書官

2002年２月　環境大臣秘書官

2008年７月　環境大臣官房総務課長

2009年７月　環境大臣官房秘書課長

2011年８月　内閣審議官、内閣官房原子力安全規制組織等改革準備室長

2012年９月　原子力規制庁次長

2014年７月　環境省大臣官房長

2017年７月　環境事務次官（2019年７月退官）

2020年４月　早稲田大学法学部教授（現）

2020年６月　一般財団法人持続性推進機構理事長（現）

2022年３月　当社　社外取締役（現）

（主な兼職）

高砂熱学工業㈱　社外取締役

(注)４

-

取締役

ブルース・ミラー

1961年３月６日生

1986年２月　豪州外務貿易省入省

2001年１月　同省　戦略政策部部長

2003年４月　同省　北東アジア部部長

2004年８月　在日豪州大使館政務担当公使

2009年５月　豪州国家情報評価庁副長官

2011年８月　駐日豪州大使

2017年１月　豪州国家情報評価庁長官

2020年８月　豪日交流基金理事長（2024年７月退任）

2022年４月　海外投資審査委員会（豪）委員長（現）

2025年３月　当社　社外取締役（現）

（主な兼職）

第一生命ホールディングス㈱　社外取締役

(注)４

-

常勤監査役

川村　明男

1964年２月５日生

1987年４月　インドネシア石油㈱（国際石油開発㈱）入社

2010年６月　当社　総務本部秘書ユニットジェネラルマネージャー

2018年６月　当社　財務・経理本部経理第1ユニットジェネラルマネージャー

2020年３月　当社　執行役員財務・経理本部本部長補佐、経理第1ユニットジェネラルマネージャー

2021年４月　当社　執行役員財務・経理本部本部長補佐

2023年３月　当社　常勤監査役（現）

(注)５

普通株式

10,365

常勤監査役

刀禰　俊哉

1961年10月５日生

1984年４月　大蔵省（現財務省）入省

2012年７月　国税庁長官官房審議官

2013年６月　仙台国税局長

2014年７月　内閣府規制改革推進室次長

2017年７月　関東信越国税局長

2018年７月　財務省サイバーセキュリティ・情報化審議官

2019年７月　国土交通省政策統括官（2020年７月退官）

2020年11月　日本電気㈱顧問（2023年３月退任）

2023年３月　当社　常勤監査役（現）

(注)５

-

役職名

氏名

生年月日

略歴

任期

所有株式数（株）

常勤監査役

麻生　憲一

1967年５月３日生

1997年３月　日本輸出入銀行（現㈱国際協力銀行）入行

2014年10月　同行　北京首席駐在員

2016年６月　同行　審査・システム部門審査部長

2017年６月　同行　資源ファイナンス部門石油・天然ガス部長

2018年６月　同行　アジア大洋州地域統括

2021年６月　同行　常務執行役員兼産業ファイナンス部門長兼船舶・航空部長

2022年１月　同行　常務執行役員兼産業ファイナンス部門長（2023年３月退職）

2023年３月　当社　常勤監査役（現）

(注)５

-

監査役

秋吉　満

1956年１月９日生

1978年４月　丸紅㈱入社

2007年４月　同社　執行役員財務部長

2009年４月　同社　常務執行役員

2010年６月　同社　代表取締役常務執行役員

2012年４月　同社　代表取締役専務執行役員

2014年４月　同社　代表取締役副社長執行役員

2018年４月　同社　取締役特別顧問

2018年６月　同社　特別顧問（2019年３月退任）

2019年４月　エムジーリース㈱（現みずほ丸紅リース㈱）

 代表取締役社長

2019年６月　当社　監査役（現）

2022年４月　みずほ丸紅リース㈱顧問（2024年３月退任）

（主な兼職）

㈱横浜フィナンシャルグループ　社外取締役

(注)５

-

監査役

木場　弘子

(注)６

1964年11月１日生

1987年４月　㈱東京放送（現㈱TBSテレビ）入社

2001年４月　千葉大学教育学部非常勤講師

2007年１月　規制改革会議委員（官邸）（2010年３月退任）

2007年７月　経済産業省　総合資源エネルギー調査会委員（2024年６月退任）

2008年２月　教育再生懇談会委員（官邸）（2009年11月退任）

2009年３月　国土交通省　交通政策審議会委員（2021年３月退任）

2013年４月　千葉大学客員教授（現）

2016年１月　海上保安庁政策アドバイザー（2025年３月退任）

2017年11月　厚生労働省　医道審議会委員（現）

2019年２月　文部科学省　中央教育審議会委員（2021年２月退任）

2019年６月　当社　監査役（現）

2025年３月　国土交通省　社会資本整備審議会委員（現）

（主な兼職）

東海旅客鉄道㈱　社外取締役

㈱エスコン　社外取締役

(注)５

-

計

普通株式

208,263

（注）１　所有する当社の株式数には、株式報酬制度に基づき退任後に交付される予定の株式数を含めて表示しております。

２　取締役 柳井準、同 飯尾紀直、同 森本英香及び同 ブルース・ミラーの各氏は、社外取締役であります。

３　監査役 刀禰俊哉、同 麻生憲一、同 秋吉満及び同 木場弘子の各氏は、社外監査役であります。

４　取締役の任期は、2024年12月期に係る定時株主総会終結の時から2025年12月期に係る定時株主総会終結の時までであります。

５　監査役の任期は、2022年12月期に係る定時株主総会終結の時から2026年12月期に係る定時株主総会終結の時までであります。

６　監査役 木場弘子氏の戸籍上の氏名は、與田弘子であります。

７　当社は、急速に変化する経営環境及び業容の拡大に的確・迅速に対応するため、業務執行体制の更なる強化を目的として執行役員制を導入し、一層機動的かつ効率的な経営体制の強化を図っております。2026年３月26日（有価証券報告書提出日）現在の執行役員の氏名及び役職・担当は以下のとおりであります。

氏名

役職・担当

上田　隆之＊

社長執行役員

大川　人史＊

副社長執行役員　総務本部長 兼 オセアニア事業本部長、海外事業統括

滝本　俊明＊

副社長執行役員　経営企画本部長、法務担当、コンプライアンス担当、低炭素事業統括

保坂　伸

副社長執行役員　社長補佐

山田　大介＊

専務執行役員　財務・経理本部長

栗村　英樹

専務執行役員　技術統括本部長、HSE担当

仙石　雄三

常務執行役員　欧州・中東事業本部長

八方　庸介

常務執行役員　サプライチェーン担当

加藤　博史

常務執行役員　再生可能エネルギー・電力ソリューション事業本部長

渡邉　章弘

常務執行役員　アジア事業本部長

宮永　勝

常務執行役員　国内事業本部長、㈱INPEX JAPAN 代表取締役 供給・営業本部長、企画推進担当、業務管理担当

加賀野井　彰一

常務執行役員　㈱INPEX JAPAN 代表取締役社長、操業本部長 兼 開発・生産本部長、HSE担当

岡本　浩一

常務執行役員　グローバル営業本部長

村山　徹博

常務執行役員　オセアニア事業本部 副本部長、Managing Director, Country Chair Australia INPEX Holdings Australia Pty Ltd Director（在パース）

細野　宗宏

執行役員　欧州・中東事業本部 副本部長

池田　幸代

執行役員　経営企画本部 本部長補佐

高田　伸一

執行役員　技術統括本部 本部長補佐、O&M・施設ユニット ジェネラルマネージャー

福井　敬

執行役員　国内事業本部 本部長補佐、㈱INPEX JAPAN 取締役副社長 操業本部 東日本鉱業所長 兼 業務推進ユニット ジェネラルマネージャー

高橋　功

執行役員　イノベーション本部長

長谷川　健二

執行役員　アジア事業本部 本部長補佐、President Director Indonesia

㈱INPEX マセラ 取締役（在ジャカルタ）

落合　浩志

執行役員　低炭素ソリューション事業本部長

今田　美郎

執行役員　再生可能エネルギー・電力ソリューション事業本部 本部長補佐

INPEX Europe Ltd. Managing Director（在ロンドン）

小川　晋一

執行役員　総務本部 本部長補佐、人事ユニット ジェネラルマネージャー

戸出　繁

執行役員　国内事業本部 本部長補佐、㈱INPEX JAPAN 出向（操業本部 本部長補佐）

田内　信也

執行役員　欧州・中東事業本部 本部長補佐、

㈱INPEX南イラク石油 取締役（在ドバイ）

矢吹　博英

執行役員　欧州・中東事業本部 本部長補佐、アブダビ事業ユニット ジェネラルマネージャー

高石　直樹

執行役員　総務本部 本部長補佐、秘書ユニット ジェネラルマネージャー

兼 アジア事業本部 本部長補佐

上妻　淳子

執行役員　財務・経理本部 本部長補佐

中嶋　宏行

執行役員　総務本部 本部長補佐、総務ユニット ジェネラルマネージャー

氏名

役職・担当

木下　明彦

執行役員　再生可能エネルギー・電力ソリ

２【沿革】

年月

概要

2005年11月

国際石油開発株式会社及び帝国石油株式会社（以下「両社」という。）は、経営統合することについて合意し、「共同株式移転契約」を締結。

2006年１月

両社の臨時株主総会において、両社が株式移転の方法により当社を設立し、両社がその完全子会社となることを承認。

2006年４月

当社設立（資本金300億円）。東京証券取引所（市場第一部）に上場。

2008年４月

2008年10月１日をもって、両社を吸収合併することを決議し、「吸収合併契約」を締結。

2008年10月

2008年10月１日付で両社を吸収合併し、商号を国際石油開発帝石株式会社に変更。

2010年８月

公募増資及び第三者割当増資による新株式発行により、約5,200億円の資金を調達（資本金2,908億９百万円に増加）。

2021年４月

商号を株式会社INPEXに変更。

2022年４月

東京証券取引所の市場区分見直しに伴い、市場第一部からプライム市場へ移行。