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73社及び関連会社等30社（2023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。

　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　2023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。

　2023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2,748百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は4,402十億立方フィート、合計で3,572百万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
2021年12月31日時点	15	610	133	3,983	2,538	208	2,686	4,801
拡張及び発見	－	－	－	－	－	－	－	－
買収及び売却	－	－	－	－	42	51	42	51
前年度分調整	1	27	(3)	10	265	(8)	263	30
期中生産量	(1)	(37)	(16)	(362)	(121)	(15)	(138)	(414)
2022年12月31日時点	15	600	114	3,632	2,723	235	2,853	4,467
関連会社等分
2021年12月31日時点	－	－	1	318	17	－	18	318
拡張及び発見	－	－	－	－	－	－	－	－
買収及び売却	－	－	－	－	(6)	－	(6)	－
前年度分調整	－	－	(0)	(24)	(2)	－	(2)	(24)
期中生産量	－	－	(0)	(21)	(3)	－	(3)	(21)
2022年12月31日時点	－	－	1	273	6	－	7	273
確認埋蔵量 2022年12月31日時点	15	600	115	3,905	2,729	235	2,860	4,740

当社及び子会社分
2022年12月31日時点	15	600	114	3,632	2,723	235	2,853	4,467
拡張及び発見	－	－	－	－	－	－	－	－
買収及び売却	－	－	－	－	(10)	(12)	(10)	(12)
前年度分調整	0	9	11	123	29	33	40	165
期中生産量	(1)	(33)	(17)	(394)	(121)	(25)	(138)	(452)
2023年12月31日時点	14	576	109	3,360	2,622	232	2,745	4,168
関連会社等分
2022年12月31日時点	－	－	1	273	6	－	7	273
拡張及び発見	－	－	－	－	－	－	－	－
買収及び売却	－	－	－	－	－	－	－	－
前年度分調整	－	－	0	(16)	(3)	－	(3)	(16)
期中生産量	－	－	(0)	(23)	(1)	－	(1)	(23)
2023年12月31日時点	－	－	1	234	1	－	3	234
確認埋蔵量 2023年12月31日時点	14	576	110	3,594	2,623	232	2,748	4,402

確認開発埋蔵量
当社及び子会社分
2023年12月31日時点	14	540	77	2,676	1,642	231	1,732	3,448
関連会社等分
2023年12月31日時点	－	－	1	234	1	－	3	234
確認未開発埋蔵量
当社及び子会社分
2023年12月31日時点	1	35	32	685	980	0	1,013	720
関連会社等分
2023年12月31日時点	－	－	－	－	－	－	－	－

（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。2023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105百万バレル、天然ガスが約3,245十億立方フィート、合計で約717百万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（2023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。

　2022年12月31日及び2023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132.70円、141.82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。

				2022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	40,247,501	1,356,592	4,084,837	34,806,073
将来の産出原価及び開発費	(12,123,550)	(370,071)	(1,255,646)	(10,497,833)
将来の法人税	(21,996,683)	(301,187)	(746,640)	(20,948,855)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	6,127,269	685,334	2,082,551	3,359,384
年間割引率10％	(2,867,983)	(395,319)	(633,382)	(1,839,282)
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	3,259,286	290,014	1,449,169	1,520,103

関連会社等分
将来キャッシュ・インフロー	494,544	－	436,632	57,912
将来の産出原価及び開発費	(103,176)	－	(89,726)	(13,450)
将来の法人税	(148,026)	－	(112,762)	(35,265)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	243,342	－	234,145	9,198
年間割引率10％	(92,012)	－	(90,243)	(1,769)
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	151,330	－	143,902	7,429

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	3,410,616	290,014	1,593,071	1,527,531

（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。

				2023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	35,886,906	1,620,747	3,608,516	30,657,644
将来の産出原価及び開発費	(11,870,083)	(436,929)	(1,326,599)	(10,106,556)
将来の法人税	(18,569,006)	(356,649)	(611,294)	(17,601,064)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	5,447,817	827,169	1,670,623	2,950,024
年間割引率10％	(2,598,632)	(495,595)	(499,901)	(1,603,136)
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	2,849,185	331,574	1,170,723	1,346,888

関連会社等分
将来キャッシュ・インフロー	384,446	－	373,168	11,278
将来の産出原価及び開発費	(99,307)	－	(94,586)	(4,721)
将来の法人税	(90,481)	－	(84,675)	(5,806)
割引前の将来純キャッシュ・フロー	194,657	－	193,906	751
年間割引率10％	(62,349)	－	(62,305)	(45)
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	132,308	－	131,601	706

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	2,981,493	331,574	1,302,324	1,347,594

（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（2023年1月1日）	3,410,616	290,014	1,449,169	1,520,103	151,330
変動要因：	－	－	－	－	－
産出された油・ガスの販売または移転	(1,832,805)	(62,879)	(495,844)	(1,247,559)	(26,523)
油ガス価及び生産単価の純増減	(2,132,111)	79,214	(411,321)	(1,751,892)	(48,112)
発生した開発費	168,334	4,950	75,208	85,662	2,513
将来の開発費の変動	(72,852)	620	67,733	(133,942)	(7,262)
埋蔵量の変動	368,083	(32,937)	141,278	271,949	(12,207)
時間の経過による増加	326,104	26,942	145,996	138,071	15,095
法人税の変動	2,540,270	5,718	98,908	2,388,570	47,074
拡張及び発見、産出技術の改良及び買収・売却	(28,545)	－	－	(28,545)	－
その他	234,400	19,932	99,596	104,471	10,400
期末割引現在価値（2023年12月31日）	2,981,493	331,574	1,170,723	1,346,888	132,308

（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。

株式評価

株価

配当政策

一株あたりデータ

PL項目

BS項目

キャッシュフロー

収益指標

コスト項目

コスト指標

一人あたりデータ

従業員データ

株式データ