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145761093,3602,6222322,7454,168拡張及び発見－－－－－－－－買収及び売却－－268－－268前年度分調整(1)(63)515(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124841003,0542,4661992,5783,737関連会社等分－－－－－－－－2023年12月31日時点－－12341－3234拡張及び発見－－04－－04買収及び売却－－－－－－－－前年度分調整－－025(1)－(1)25期中生産量－－(0)(30)－－(0)(30)2024年12月31日時点－－1233－－1233確認埋蔵量 2024年12月31日時点124841023,2872,4661992,5803,969 当社及び子会社分 2024年12月31日時点124841003,0542,4661992,5783,737拡張及び発見－－－－811811買収及び売却－－－－15151515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11438752,7272,3541852,4403,350関連会社等分 2024年12月31日時点－－1233－－1233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－－1213－－1213確認埋蔵量 2025年12月31日時点11438772,9392,3541852,4413,562 確認開発埋蔵量 当社及び子会社分 2025年12月31日時点11438632,2451,3882061,4622,889関連会社等分 2025年12月31日時点－－1191－－1191確認未開発埋蔵量 当社及び子会社分 2025年12月31日時点－－12481966(21)978460関連会社等分 2025年12月31日時点－－022－－022（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35,914,1291,199,0833,507,61431,207,432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5,529,977594,2991,603,1303,332,549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3,100,888251,1591,205,0631,644,666 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3,206,418251,1591,310,5921,644,666（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29,469,958997,4372,575,75125,896,770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4,180,931389,3281,044,7702,746,834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2,370,103180,754817,0101,372,339 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2,455,924180,754902,8311,372,339（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）3,206,418251,1591,205,0631,644,666105,530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219,2281,43644,505160,57412,714将来の開発費の変動(241,898)(17,259)(44,833)(179,175)(630)埋蔵量の変動68,126626(59,935)116,91810,517時間の経過による増加266,24521,44892,994142,9088,896法人税の変動2,136,30125,327161,3461,926,80522,822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）2,455,924180,754817,0101,372,33985,821（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。

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29社（2024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 2024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。 2024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2,580百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は3,969十億立方フィート、合計で3,343百万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 2022年12月31日時点156001143,6322,7232352,8534,467拡張及び発見－－－－－－－－買収及び売却－－－－(10)(12)(10)(12)前年度分調整0911123293340165期中生産量(1)(33)(17)(394)(121)(25)(138)(452)2023年12月31日時点145761093,3602,6222322,7454,168関連会社等分 2022年12月31日時点－－12736－7273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－－12341－3234確認埋蔵量 2023年12月31日時点145761103,5942,6232322,7484,402 当社及び子会社分 2023年12月31日時点145761093,3602,6222322,7454,168拡張及び発見－－－－－－－－買収及び売却－－268－－268前年度分調整(1)(63)515(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124841003,0542,4661992,5783,737関連会社等分 2023年12月31日時点－－12341－3234拡張及び発見－－04－－04買収及び売却－－－－－－－－前年度分調整－－025(1)－(1)25期中生産量－－(0)(30)－－(0)(30)2024年12月31日時点－－1233－－1233確認埋蔵量 2024年12月31日時点124841023,2872,4661992,5803,969 確認開発埋蔵量 当社及び子会社分 2024年12月31日時点12484832,6721,5292071,6243,362関連会社等分 2024年12月31日時点－－1191－－1191確認未開発埋蔵量 当社及び子会社分 2024年12月31日時点－－17382937(8)954375関連会社等分 2024年12月31日時点－－041－－041（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。2024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97百万バレル、天然ガスが約2,952十億立方フィート、合計で約670百万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（2024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。 2023年12月31日及び2024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141.82円、158.17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。 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35,886,9061,620,7473,608,51630,657,644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5,447,817827,1691,670,6232,950,024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2,849,185331,5741,170,7231,346,888 関連会社等分 将来キャッシュ・インフロー384,446－373,16811,278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194,657－193,906751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132,308－131,601706 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2,981,493331,5741,302,3241,347,594（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。 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35,914,1291,199,0833,507,61431,207,432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5,529,977594,2991,603,1303,332,549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3,100,888251,1591,205,0631,644,666 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3,206,418251,1591,310,5921,644,666（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。 （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（2024年1月1日）2,981,493331,5741,170,7231,346,888132,308変動要因：－－－－－産出された油・ガスの販売または移転(1,712,640)(72,506)(453,816)(1,146,800)(39,518)油ガス価及び生産単価の純増減(528,736)(125,441)(119,965)(259,168)(24,162)発生した開発費197,83075090,41498,4098,256将来の開発費の変動(188,478)(2,075)70,318(203,481)(53,240)埋蔵量の変動130,106(13,496)55,17563,15925,268時間の経過による増加280,83931,876106,144129,79713,022法人税の変動1,675,55762,251126,1041,460,58326,620拡張及び発見、産出技術の改良及び買収・売却26,719－24,997－1,722その他343,72738,226134,969155,27915,253期末割引現在価値（2024年12月31日）3,206,418251,1591,205,0631,644,666105,530（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。

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156101333,9832,5382082,6864,801拡張及び発見－－－－－－－－買収及び売却－－－－42514251前年度分調整127(3)10265(8)26330期中生産量(1)(37)(16)(362)(121)(15)(138)(414)2022年12月31日時点156001143,6322,7232352,8534,467関連会社等分 2021年12月31日時点－－131817－18318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－－12736－7273確認埋蔵量 2022年12月31日時点156001153,9052,7292352,8604,740 当社及び子会社分 2022年12月31日時点156001143,6322,7232352,8534,467拡張及び発見－－－－－－－－買収及び売却－－－－(10)(12)(10)(12)前年度分調整0911123293340165期中生産量(1)(33)(17)(394)(121)(25)(138)(452)2023年12月31日時点145761093,3602,6222322,7454,168関連会社等分 2022年12月31日時点－－12736－7273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－－12341－3234確認埋蔵量 2023年12月31日時点145761103,5942,6232322,7484,402 確認開発埋蔵量 当社及び子会社分 2023年12月31日時点14540772,6761,6422311,7323,448関連会社等分 2023年12月31日時点－－12341－3234確認未開発埋蔵量 当社及び子会社分 2023年12月31日時点1353268598001,013720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40,247,5011,356,5924,084,83734,806,073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6,127,269685,3342,082,5513,359,384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3,259,286290,0141,449,1691,520,103 関連会社等分 将来キャッシュ・インフロー494,544－436,63257,912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243,342－234,1459,198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151,330－143,9027,429 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3,410,616290,0141,593,0711,527,531（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35,886,9061,620,7473,608,51630,657,644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5,447,817827,1691,670,6232,950,024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2,849,185331,5741,170,7231,346,888 関連会社等分 将来キャッシュ・インフロー384,446－373,16811,278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194,657－193,906751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132,308－131,601706 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2,981,493331,5741,302,3241,347,594（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）3,410,616290,0141,449,1691,520,103151,330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168,3344,95075,20885,6622,513将来の開発費の変動(72,852)62067,733(133,942)(7,262)埋蔵量の変動368,083(32,937)141,278271,949(12,207)時間の経過による増加326,10426,942145,996138,07115,095法人税の変動2,540,2705,71898,9082,388,57047,074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234,40019,93299,596104,47110,400期末割引現在価値（2023年12月31日）2,981,493331,5741,170,7231,346,888132,308（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。

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72社（うち連結子会社66社）及び関連会社29社（うち持分法適用関連会社22社）（2022年12月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2）当社グループの埋蔵量 当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）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。 なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。① 2022年12月31日現在の確認埋蔵量 下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動－石油及びガス」に準拠しております。 2022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2,860百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は4,740十億立方フィート、合計で3,738百万BOE（原油換算量：Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・オセアニアユーラシア・中東・アフリカ米州合計 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)連結対象会社分 2020年12月31日時点166461524,3592,47621539102,6845,229拡張及び発見－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－(6)－11(5)1前年度分調整04(0)1133(20)(3)211296期中生産量(1)(40)(19)(377)(99)(10)(3)(9)(121)(436)2021年12月31日時点156101333,9832,50418634222,6864,801持分法適用関連会社分－－－－－－－－－－2020年12月31日時点－－235715－－－16357拡張及び発見－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－－－－－－－前年度分調整－－(0)(18)6－－－5(18)期中生産量－－(0)(21)(4)－－－(4)(21)2021年12月31日時点－－131817－－－18318確認埋蔵量 2021年12月31日時点156101344,3002,52018634222,7045,118 連結対象会社分 2021年12月31日時点156101333,9832,50418634222,6864,801拡張及び発見－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－4553(3)(2)4251前年度分調整127(3)10283(3)(18)(5)26330期中生産量(1)(37)(16)(362)(118)(12)(3)(3)(138)(414)2022年12月31日時点156001143,6322,71422310122,8534,467持分法適用関連会社分 2021年12月31日時点－－131817－－－18318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－－12736－－－7273確認埋蔵量 2022年12月31日時点156001153,9052,71922310122,8604,740 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 2022年12月31日時点155911102,8391,7302239121,8653,665持分法適用関連会社分 2022年12月31日時点－－12145－－－6214確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 2022年12月31日時点094793983－00988802持分法適用関連会社分 2022年12月31日時点－－0591－－－159（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。2022年12月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約109百万バレル、天然ガスが約3,494十億立方フィート、合計で約758百万BOE（原油換算：Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量（2022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。ユーラシア・中東・アフリカ 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。７ ユーラシアと中東・アフリカを合算し表示しています。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。 2021年12月31日及び2022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115.02円、132.70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。 2021年12月31日時点 （単位）百万円連結対象会社分合計日本アジア・オセアニアユーラシア・中東・アフリカ米州将来キャッシュ・インフロー23,355,208833,8682,912,52119,356,096252,724将来の産出原価及び開発費(8,358,835)(291,923)(1,215,605)(6,695,678)(155,629)将来の法人税(10,924,329)(174,799)(157,632)(10,582,717)(9,180)割引前の将来純キャッシュ・フロー4,072,045367,1461,539,2842,077,70187,914年間割引率10％(1,972,952)(201,968)(546,145)(1,191,511)(33,328)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2,099,093165,178993,138886,19054,586 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー421,317－291,411129,907－将来の産出原価及び開発費(144,212)－(101,817)(42,395)－将来の法人税(115,078)－(66,910)(48,168)－割引前の将来純キャッシュ・フロー162,027－122,68439,343－年間割引率10％(59,307)－(51,722)(7,585)－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102,721－70,96331,758－ 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2,201,813165,1781,064,101917,94854,586（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア・中東・アフリカ ACG油田（49.00％）、カシャガン油田（49.00％）、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。３ ユーラシアと中東・アフリカを合算し表示しています。 2022年12月31日時点 （単位）百万円連結対象会社分合計日本アジア・オセアニアユーラシア・中東・アフリカ米州将来キャッシュ・インフロー40,247,5011,356,5924,084,83734,694,585111,488将来の産出原価及び開発費(12,123,550)(370,071)(1,255,646)(10,445,402)(52,431)将来の法人税(21,996,683)(301,187)(746,640)(20,943,860)(4,996)割引前の将来純キャッシュ・フロー6,127,269685,3342,082,5513,305,32454,061年間割引率10％(2,867,983)(395,319)(633,382)(1,821,683)(17,599)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3,259,286290,0141,449,1691,483,64136,462 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー494,544－436,63257,912－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243,342－234,1459,198－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151,330－143,9027,429－ 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3,410,616290,0141,593,0711,491,06936,462（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア・中東・アフリカ 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。３ ユーラシアと中東・アフリカを合算し表示しています。 （単位）百万円 合計日本アジア・オセアニアユーラシア・中東・アフリカ米州持分法適用関連会社分期首割引現在価値（2022年1月1日）2,201,813165,178993,138886,19054,586102,721変動要因：－－－－－－産出された油・ガスの販売または移転(958,803)(41,350)(292,301)(571,804)(25,816)(27,532)油ガス価及び生産単価の純増減3,197,151151,548743,5192,127,07170,376104,638発生した開発費208,4923,11997,72883,74919,3864,511将来の開発費の変動(39,882)(397)(24,807)(36,918)22,17069埋蔵量の変動1,830,6841,179(7,105)1,988,006(111,841)(39,556)時間の経過による増加221,26116,43398,60392,3954,8308,999法人税の変動(3,602,874)(31,086)(312,264)(3,262,579)2,685370拡張及び発見、産出技術の改良14,328－－41,313(8,305)(18,680)その他338,44625,390152,658136,2188,39115,789期末割引現在価値（2022年12月31日）3,410,616290,0141,449,1691,483,64136,462151,330（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア・中東・アフリカ 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。３ ユーラシアと中東・アフリカを合算し表示しています。

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64社（うち連結子会社58社）及び関連会社28社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社１社（2021年12月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2）当社グループの埋蔵量 当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）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。 なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。① 2021年12月31日現在の確認埋蔵量 下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動－石油及びガス」に準拠しております。 2021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2,704百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は5,118十億立方フィート、合計で3,645百万BOE（原油換算量：Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・オセアニアユーラシア中東・アフリカ米州合計 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)連結対象会社分 2019年12月31日時点187281744,7363011982,413－46272,9525,688拡張及び発見－－－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－－－－－－－－－前年度分調整(1)(41)(6)(6)3026(170)－(4)2(151)(19)期中生産量(1)(40)(16)(371)(17)(9)(81)－(3)(19)(118)(440)2020年12月31日時点166461524,3593142152,162－39102,6845,229持分法適用関連会社分 2019年12月31日時点－－232415－5－－－22324拡張及び発見－－－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－－－－－－－－－前年度分調整－－(0)56(2)－0－－－(2)56期中生産量－－(0)(23)(2)－(2)－－－(4)(23)2020年12月31日時点－－235711－4－－－16357確認埋蔵量 2020年12月31日時点166461544,7153242152,166－39102,7005,586 連結対象会社分 2020年12月31日時点166461524,3593142152,162－39102,6845,229拡張及び発見－－－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－－－(6)－11(5)1前年度分調整04(0)1(17)(20)149－(3)211296期中生産量(1)(40)(19)(377)(16)(10)(83)－(3)(9)(121)(436)2021年12月31日時点156101333,9832811862,223－34222,6864,801持分法適用関連会社分 2020年12月31日時点－－235711－4－－－16357拡張及び発見－－－－－－－－－－－－買収及び売却－－－－－－－－－－－－前年度分調整－－(0)(18)2－4－－－5(18)期中生産量－－(0)(21)(3)－(1)－－－(4)(21)2021年12月31日時点－－131810－7－－－18318確認埋蔵量 2021年12月31日時点156101344,3002911862,230－34222,7045,118 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 2021年12月31日時点145641092,6632241861,603－13141,9643,426持分法適用関連会社分 2021年12月31日時点－－11689－4－－－15168確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 2021年12月31日時点147241,32057－620－2187231,375持分法適用関連会社分 2021年12月31日時点－－01500－3－－－3150（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。2021年12月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約127百万バレル、天然ガスが約3,822十億立方フィート、合計で約833百万BOE（原油換算：Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量（2021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。ユーラシア ACG油田（49％）、カシャガン油田（49％）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（34％）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。 2020年12月31日及び2021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103.52円、115.02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。 2020年12月31日時点 （単位）百万円連結対象会社分合計日本アジア・オセアニアユーラシア中東・アフリカ米州将来キャッシュ・インフロー13,620,229789,8002,157,4111,190,3779,328,481154,159将来の産出原価及び開発費(6,358,718)(254,531)(1,129,013)(622,464)(4,207,125)(145,587)将来の法人税(4,941,757)(174,850)(74,682)(108,183)(4,583,545)(498)割引前の将来純キャッシュ・フロー2,319,754360,420953,717459,730537,8128,075年間割引率10％(1,128,715)(190,828)(359,024)(236,386)(332,935)(9,542)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1,191,039169,591594,693223,344204,877(1,466) 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー300,851－234,25148,97217,627－将来の産出原価及び開発費(127,026)－(92,956)(16,355)(17,715)－将来の法人税(65,795)－(46,641)(18,375)(778)－割引前の将来純キャッシュ・フロー108,030－94,65414,242(867)－年間割引率10％(44,506)－(41,547)(3,165)206－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63,523－53,10711,077(661)－ 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,254,562169,591647,800234,421204,216(1,466)（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49％）、カシャガン油田（49％）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（34％）２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 2021年12月31日時点 （単位）百万円連結対象会社分合計日本アジア・オセアニアユーラシア中東・アフリカ米州将来キャッシュ・インフロー23,355,208833,8682,912,5212,046,64817,309,448252,724将来の産出原価及び開発費(8,358,835)(291,923)(1,215,605)(678,653)(6,017,025)(155,629)将来の法人税(10,924,329)(174,799)(157,632)(313,955)(10,268,763)(9,180)割引前の将来純キャッシュ・フロー4,072,045367,1461,539,2841,054,0401,023,66087,914年間割引率10％(1,972,952)(201,968)(546,145)(536,240)(655,271)(33,328)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2,099,093165,178993,138517,801368,38954,586 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー421,317－291,41175,14654,760－将来の産出原価及び開発費(144,212)－(101,817)(17,926)(24,470)－将来の法人税(115,078)－(66,910)(46,388)(1,780)－割引前の将来純キャッシュ・フロー162,027－122,68410,83328,510－年間割引率10％(59,307)－(51,722)(1,616)(5,969)－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102,721－70,9639,21722,541－ 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2,201,813165,1781,064,101527,018390,93054,586（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49％）、カシャガン油田（49％）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（34％）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 合計日本アジア・オセアニアユーラシア中東・アフリカ米州持分法適用関連会社分期首割引現在価値（2021年1月1日）1,254,562169,591594,693223,344204,877(1,466)63,523変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(524,513)(43,766)(188,563)(47,766)(219,037)(8,470)(16,911)油ガス価及び生産単価の純増減2,477,942(5,781)424,931387,1941,590,15548,69832,745発生した開発費167,6942,19283,09124,01041,91110,4466,044将来の開発費の変動(29,253)(7,179)24,704(2,112)(58,365)7,0336,665埋蔵量の変動337,087(4,080)(20,024)(35,015)372,462(324)24,069時間の経過による増加125,90215,98859,48722,66621,081356,647法人税の変動(1,748,011)19,373(51,244)(79,332)(1,605,855)(3,834)(27,119)拡張及び発見、産出技術の改良1,035－－－(1,599)2,634－その他139,36918,84066,06424,81122,760(163)7,057期末割引現在価値（2021年12月31日）2,201,813165,178993,138517,801368,38954,586102,721（注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49％）、カシャガン油田（49％）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（34％）２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。

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70社（うち連結子会社63社）及び関連会社28社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社２社（2020年12月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）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。 なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。①2020年12月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。2020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2,700百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は5,586十億立方フィート、合計で3,730百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf) 連結対象会社分 2019年３月31日時点187271904,9682891482,343-462,8455,849拡張及び発見------------買収及び売却--------44254425前年度分調整133(3)322356136-014157135期中生産量(1)(33)(13)(264)(11)(7)(66)-(2)(17)(94)(320) 2019年12月31日時点187281744,7363011982,413-46272,9525,688 持分法適用関連会社分 2019年３月31日時点--233012-5---20330拡張及び発見------------買収及び売却----(0)-----(0)-前年度分調整--(0)114-1-00511期中生産量--(0)(17)(2)-(1)-(0)(0)(3)(17) 2019年12月31日時点--232415-5---22324確認埋蔵量 2019年12月31日時点187281765,0603151982,419-46272,9746,012 連結対象会社分 2019年12月31日時点187281744,7363011982,413-46272,9525,688拡張及び発見------------買収及び売却------------前年度分調整(1)(41)(6)(6)3026(170)-(4)2(151)(19)期中生産量(1)(40)(16)(371)(17)(9)(81)-(3)(19)(118)(440) 2020年12月31日時点166461524,3593142152,162-39102,6845,229 持分法適用関連会社分 2019年12月31日時点--232415-5---22324拡張及び発見------------買収及び売却------------前年度分調整--(0)56(2)-0---(2)56期中生産量--(0)(23)(2)-(2)---(4)(23) 2020年12月31日時点--235711-4---16357確認埋蔵量 2020年12月31日時点166461544,7153242152,166-39102,7005,586 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 2020年12月31日時点166461293,0372602151,513-321,9203,900 持分法適用関連会社分 2020年12月31日時点--11699-1---11169確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 2020年12月31日時点--241,32154-649-3687631,330 持分法適用関連会社分 2020年12月31日時点--01882-3---5188 (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。2020年12月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約145百万バレル、天然ガスが約4,170十億立方フィート、合計で約919百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量（2020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。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（49%）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。2019年12月31日及び2020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109.55円、103.52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。2019年12月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー24,132,7221,132,1903,354,5571,912,25517,447,487286,233将来の産出原価及び開発費(8,733,617)(334,782)(1,341,047)(706,959)(6,162,938)(187,891)将来の法人税(11,042,289)(253,444)(248,020)(234,518)(10,295,017)(11,290)割引前の将来純キャッシュ・フロー4,356,817543,9641,765,491970,779989,53287,052年間割引率10%(2,166,114)(298,301)(686,627)(509,475)(625,989)(45,723)標準化された測定方法による将来の2,190,703245,6641,078,864461,304363,54341,329純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー455,408-314,808104,19936,401-将来の産出原価及び開発費(156,912)-(111,093)(17,722)(28,096)-将来の法人税(118,401)-(76,387)(38,745)(3,269)-割引前の将来純キャッシュ・フロー180,095-127,32847,7325,035-年間割引率10%(75,027)-(62,093)(12,184)(749)-標準化された測定方法による将来の105,069-65,23535,5484,286-純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計2,295,772245,6641,144,099496,852367,82941,329 （注） １ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（49%）２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 2020年12月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー13,620,229789,8002,157,4111,190,3779,328,481154,159将来の産出原価及び開発費(6,358,718)(254,531)(1,129,013)(622,464)(4,207,125)(145,587)将来の法人税(4,941,757)(174,850)(74,682)(108,183)(4,583,545)(498)割引前の将来純キャッシュ・フロー2,319,754360,420953,717459,730537,8128,075年間割引率10%(1,128,715)(190,828)(359,024)(236,386)(332,935)(9,542)標準化された測定方法による将来の1,191,039169,591594,693223,344204,877(1,466)純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー300,851-234,25148,97217,627-将来の産出原価及び開発費(127,026)-(92,956)(16,355)(17,715)-将来の法人税(65,795)-(46,641)(18,375)(778)-割引前の将来純キャッシュ・フロー108,030-94,65414,242(867)-年間割引率10%(44,506)-(41,547)(3,165)206-標準化された測定方法による将来の63,523-53,10711,077(661)-純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,254,562169,591647,800234,421204,216(1,466) （注） １ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（49%）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 合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（2020年１月１日）2,295,772245,6641,078,864461,304363,54341,329105,069変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(824,730)(52,518)(244,641)(79,890)(398,024)(20,471)(29,186)油ガス価及び生産単価の純増減(2,357,943)(63,926)(416,848)(282,659)(1,485,853)(42,227)(66,431)発生した開発費170,49655575,11823,59843,27919,0458,901将来の開発費の変動(30,077)(1,029)(33,563)(9,719)4,88315,739(6,389)埋蔵量の変動(282,884)183(23,789)48,572(305,127)(20,713)17,991時間の経過による増加194,21519,61892,29638,49931,2163,7718,815法人税の変動2,216,08134,568126,64149,0311,970,9694,33530,537拡張及び発見、産出技術の改良-------その他(126,367)(13,522)(59,384)(25,392)(20,011)(2,275)(5,783)期末割引現在価値（2020年12月31日）1,254,562169,591594,693223,344204,877(1,466)63,523 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）中東・アフリカ アブダビ陸上鉱区（49%） ２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。

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（うち連結子会社65社）及び関連会社27社（うち持分法適用関連会社21社）並びに関連会社の子会社３社（2019年３月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）及び推定埋蔵量（probable reserves）の評価を自社にて行っております。 埋蔵量評価については、確認埋蔵量は米国証券取引委員会（SEC）規則に従って評価しており、推定埋蔵量は石油技術者協会（SPE）などが策定した基準であるPetroleum Resources Management System（PRMS）に基づいて評価した確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計値から米国証券取引委員会規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量となっております。 自社評価においては、評価・算定担当部門による評価結果を、独立性を持った検証担当部門が検証した上で機関決定することを定めた社内規定に基づいて評価を実施し、以上のプロセスを、内部監査部門が監査することにより、客観性及び正確性の維持、向上に努めております。 なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。①2019年３月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。2019年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの確認埋蔵量は2,864百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は6,179十億立方フィート、合計で4,010百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf) 連結対象会社分 2017年３月31日時点176591844,6242171251,746-10992,1735,506拡張及び発見------------買収及び売却--(7)(53)--313---307(53)前年度分調整4171122023236292-(3)(38)338371期中生産量(1)(51)(6)(141)(14)(8)(63)-(1)(41)(85)(242) 2018年３月31日時点207781834,6322361532,288-6192,7325,583 持分法適用関連会社分 2017年３月31日時点--23852-32---36385拡張及び発見------------買収及び売却----2-----2-前年度分調整--0265-2-00826期中生産量--(0)(18)(1)-(29)-(0)(0)(31)(18) 2018年３月31日時点--23948-5---15394確認埋蔵量 2018年３月31日時点207781865,0262441532,293-6192,7475,976 連結対象会社分 2018年３月31日時点207781834,6322361532,288-6192,7325,583拡張及び発見------------買収及び売却--10281------10281前年度分調整(0)(3)4181685138-(1)19209203期中生産量(1)(48)(7)(126)(15)(10)(82)-(1)(33)(106)(217) 2019年３月31日時点187271904,9682891482,343-462,8455,849 持分法適用関連会社分 2018年３月31日時点--23948-5---15394拡張及び発見------------買収及び売却------------前年度分調整--(0)(44)7-2-009(44)期中生産量--(0)(20)(2)-(2)-(0)(0)(5)(20) 2019年３月31日時点--233012-5---20330確認埋蔵量 2019年３月31日時点187271925,2983011482,349-462,8646,179 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 2019年３月31日時点187271533,5862441481,500-111,9164,462 持分法適用関連会社分 2019年３月31日時点--120211-3---15202確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 2019年３月31日時点--371,38245-843-359291,387 持分法適用関連会社分 2019年３月31日時点--11282-3---5128 (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。2019年3月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約182百万バレル、天然ガスが約4,753十億立方フィート、合計で約1,069百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量(2019年３月31日時点)には、非支配株主に帰属する数量が含まれています。 ユーラシア ACG油田(49%)、カシャガン油田(49%) 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。2018年３月31日及び2019年３月31日時点の為替レートはそれぞれ期末公示仲値の１米ドル106.27円、111.01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。2018年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー20,320,892 956,171 4,159,906 1,288,985 13,878,650 37,181 将来の産出原価及び開発費(7,498,996)(240,311)(1,283,385)(555,837)(5,392,276)(27,186)将来の法人税(8,673,758)(231,110)(645,491)(125,913)(7,671,244)- 割引前の将来純キャッシュ・フロー4,148,139 484,749 2,231,030 607,235 815,130 9,995 年間割引率10%(2,262,996)(270,112)(1,087,087)(336,086)(567,643)(2,068)標準化された測定方法による将来の1,885,143 214,637 1,143,943 271,149 247,487 7,926 純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー322,705 -252,543 39,268 30,894 -将来の産出原価及び開発費(179,806)-(134,182)(13,809)(28,863)(2,952)将来の法人税(68,556)-(51,100)(14,590)(2,866)-割引前の将来純キャッシュ・フロー74,343 -67,260 10,869 (834)(2,952)年間割引率10%(40,500)-(38,494)(3,720)1,576 137 標準化された測定方法による将来の33,842 -28,766 7,149 742 (2,815)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,918,985214,6371,172,709278,298248,2295,112 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(50%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%)２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 2019年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー25,922,4621,105,2574,242,5982,065,74718,476,54932,311将来の産出原価及び開発費(8,885,792)(278,440)(1,465,150)(800,391)(6,324,795)(17,016)将来の法人税(12,045,321)(261,294)(424,802)(254,837)(11,104,387)-割引前の将来純キャッシュ・フロー4,991,349565,5242,352,6461,010,5191,047,36615,294年間割引率10%(2,632,985)(313,789)(1,072,561)(540,909)(703,838)(1,887)標準化された測定方法による将来の2,358,365251,7351,280,085469,609343,52813,407純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー444,793-306,90997,34740,537-将来の産出原価及び開発費(189,571)-(117,769)(38,812)(32,990)-将来の法人税(119,084)-(81,958)(33,354)(3,772)-割引前の将来純キャッシュ・フロー136,137-107,18225,1813,775-年間割引率10%(64,481)-(57,147)(6,909)(426)-標準化された測定方法による将来の71,657-50,03518,2723,349-純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計2,430,021251,7351,330,120487,882346,87813,407 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(49%）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 合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（2018年４月１日）1,918,985214,6371,143,943271,149247,4877,92633,842変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(504,942)(50,441)(62,551)(49,274)(323,245)(3,390)(16,042)油ガス価及び生産単価の純増減1,211,92260,828177,547135,938786,3495,97745,283発生した開発費178,90922893,1309,38569,0883,1893,890将来の開発費の変動(139,471)(912)(42,727)(86,402)(4,653)(142)(4,635)埋蔵量の変動591,441(619)42,462199,267323,480(2,022)28,872時間の経過による増加175,75618,962102,88324,69825,3309232,959法人税の変動(890,833)(522)(28,287)(47,246)(791,346)591(24,022)拡張及び発見、産出技術の改良100,072-100,072----その他(211,817)9,574(246,387)12,09411,0393541,509期末割引現在価値（2019年３月31日）2,430,021251,7351,280,085469,609343,52813,40771,657 （注）1 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田（49%）２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 ③2019年３月31日現在の推定埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの推定埋蔵量です。2019年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの推定埋蔵量は314百万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は4,948十億立方フィート、合計で1,202百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 2019年３月31日時点推定埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)11232616223131314天然ガス(Bcf)444,808--14,854944,948 （注）1 MMbbls:百万バレル2 Bcf：十億立方フィート3 埋蔵量の値は、単位未満を四捨五入しています。

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72社（うち連結子会社64社）及び関連会社26社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社３社（平成30年３月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）及び推定埋蔵量（probable reserves）の評価を自社にて行っております。 埋蔵量評価については、確認埋蔵量は米国証券取引委員会（SEC）規則に従って評価しており、推定埋蔵量は石油技術者協会（SPE）、世界石油会議（WPC）、米国石油地質技術者協会（AAPG）及び石油評価技術者協会（SPEE）の４組織によって策定されたPetroleum Resources Management System 2007（PRMS）に基づいて評価した確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計値から米国証券取引委員会規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量となっております。 自社評価においては、評価・算定担当部門による評価結果を、独立性を持った検証担当部門が検証した上で機関決定することを定めた社内規定に基づいて評価を実施し、以上のプロセスを、内部監査部門が監査することにより、客観性及び正確性の維持、向上に努めております。 なお、自社評価にあたっては、開発投資が巨額であるなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。①平成30年３月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。平成30年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの確認埋蔵量は2,747百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は5,976十億立方フィート、合計で3,857百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf) 連結対象会社分 平成28年３月31日時点187211874,807184211,675-101512,0755,700拡張及び発見--03----2-33買収及び売却------------前年度分調整(0)(15)83544106134-(0)(37)18589期中生産量(1)(46)(11)(222)(11)(2)(64)-(2)(16)(89)(286) 平成29年３月31日時点176591844,6242171251,746-10992,1735,506 持分法適用関連会社分 平成28年３月31日時点--1325--67---69325拡張及び発見--1992-----399買収及び売却------------前年度分調整--0(19)--(1)---(1)(19)期中生産量--(0)(20)--(34)---(34)(20) 平成29年３月31日時点--23852-32---36385確認埋蔵量 平成29年３月31日時点176591865,0082191251,778-10992,2105,891 連結対象会社分 平成29年３月31日時点176591844,6242171251,746-10992,1735,506拡張及び発見------------買収及び売却--(7)(53)--313---307(53)前年度分調整4171122023236292-(3)(38)338371期中生産量(1)(51)(6)(141)(14)(8)(63)-(1)(41)(85)(242) 平成30年３月31日時点207781834,6322361532,288-6192,7325,583 持分法適用関連会社分 平成29年３月31日時点--23852-32---36385拡張及び発見------------買収及び売却----2-----2-前年度分調整--0265-2-00826期中生産量--(0)(18)(1)-(29)-(0)(0)(31)(18) 平成30年３月31日時点--23948-5---15394確認埋蔵量 平成30年３月31日時点207781865,0262441532,293-6192,7475,976 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 平成30年３月31日時点207789532231531,584-2171,8381,002 持分法適用関連会社分 平成30年３月31日時点--12595-5---12259確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 平成30年３月31日時点--1744,57813-704-328944,581 持分法適用関連会社分 平成30年３月31日時点--11343-----3134 (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。平成30年3月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約181百万バレル、天然ガスが約4,566十億立方フィート、合計で約1,034百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量(平成30年３月31日時点)には、非支配株主に帰属する数量が含まれています。 ユーラシア ACG油田(49%)、カシャガン油田(50%) 米州 ホーンリバー地域(54.91%)３ MMbbls：百万バレル４ Bcf：十億立方フィート５ 原油には、コンデンセート及びLPGを含みます。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。平成29年３月31日及び平成30年３月31日時点の為替レートはそれぞれ期末公示仲値の１米ドル112.20円、106.27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。平成29年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー14,741,958807,0663,461,061986,5429,428,16559,125将来の産出原価及び開発費(6,107,307)(205,172)(1,575,183)(488,261)(3,808,367)(30,323)将来の法人税(5,640,443)(197,443)(229,642)(76,036)(5,137,321)-割引前の将来純キャッシュ・フロー2,994,209404,4501,656,236422,245482,47728,801年間割引率10%(1,703,796)(223,457)(906,048)(212,187)(355,021)(7,083)標準化された測定方法による将来の1,290,413180,994750,188210,057127,45621,718純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー436,409-250,06610,539175,804-将来の産出原価及び開発費(244,249)-(148,254)(5,956)(87,531)(2,507)将来の法人税(132,993)-(44,227)(2,315)(86,451)-割引前の将来純キャッシュ・フロー59,168-57,5842,2681,823(2,507)年間割引率10%(31,947)-(32,659)(291)886117標準化された測定方法による将来の27,220-24,9251,9772,709(2,391)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,317,633180,994775,113212,034130,16519,327 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%)2 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 平成30年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー20,320,892 956,171 4,159,906 1,288,985 13,878,650 37,181 将来の産出原価及び開発費(7,498,996)(240,311)(1,283,385)(555,837)(5,392,276)(27,186)将来の法人税(8,673,758)(231,110)(645,491)(125,913)(7,671,244)- 割引前の将来純キャッシュ・フロー4,148,139 484,749 2,231,030 607,235 815,130 9,995 年間割引率10%(2,262,996)(270,112)(1,087,087)(336,086)(567,643)(2,068)標準化された測定方法による将来の1,885,143 214,637 1,143,943 271,149 247,487 7,926 純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー322,705 -252,543 39,268 30,894 -将来の産出原価及び開発費(179,806)-(134,182)(13,809)(28,863)(2,952)将来の法人税(68,556)-(51,100)(14,590)(2,866)-割引前の将来純キャッシュ・フロー74,343 -67,260 10,869 (834)(2,952)年間割引率10%(40,500)-(38,494)(3,720)1,576 137 標準化された測定方法による将来の33,842 -28,766 7,149 742 (2,815)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,918,985214,6371,172,709278,298248,2295,112 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(50%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%)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 合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（平成29年４月１日）1,317,633180,994750,188210,057127,45621,71827,220変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(458,509)(27,845)(79,344)(39,440)(204,388)(7,551)(99,941)油ガス価及び生産単価の純増減918,43414,525509,03482,558316,3591,558(5,600)発生した開発費245,009239152,21113,84558,4162,15818,140将来の開発費の変動(166,177)776(87,391)(12,651)(62,085)(949)(3,878)埋蔵量の変動424,41451,00941,02615,164296,171(10,503)31,546時間の経過による増加133,05315,24681,49719,38113,0591,6752,195法人税の変動(472,813)(10,740)(168,784)(8,673)(350,749)53565,598拡張及び発見、産出技術の改良45,488-(14,495)-59,983--その他(67,548)(9,566)(40,000)(9,093)(6,736)(714)(1,439)期末割引現在価値（平成30年３月31日）1,918,985214,6371,143,943271,149247,4877,92633,842 （注）1 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田（50%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%)２ 上表の金額は、単位未満を四捨五入しています。 ③平成30年３月31日現在の推定埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの推定埋蔵量です。平成30年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの推定埋蔵量は583百万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は4,807十億立方フィート、合計で1,443百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 平成30年３月31日時点推定埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)112416628525794583天然ガス(Bcf)444,72915-24,789184,807 （注）1 MMbbls:百万バレル2 Bcf：十億立方フィート3 埋蔵量の値は、単位未満を四捨五入しています。

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74社（うち連結子会社64社）及び関連会社26社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社３社（平成29年３月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）、推定埋蔵量（probable reserves）及び予想埋蔵量（possible reserves）の評価を自社にて行っております。 埋蔵量評価については、確認埋蔵量は米国証券取引委員会（SEC）規則に従って評価しており、推定埋蔵量は石油技術者協会（SPE）、世界石油会議（WPC）、米国石油地質技術者協会（AAPG）及び石油評価技術者協会（SPEE）の４組織によって策定されたPetroleum Resources Management System 2007（PRMS）に基づいて評価した確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計値から米国証券取引委員会規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量となっております。また、予想埋蔵量はPetroleum Resources Management System 2007に従っております。 自社評価においては、評価・算定担当部門による評価結果を、独立性を持った検証担当部門が検証した上で機関決定することを定めた社内規定に基づいて評価を実施し、以上のプロセスを、内部監査部門が監査することにより、客観性及び正確性の維持、向上に努めております。 なお、自社評価にあたっては、巨額投資を伴うなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。①平成29年３月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。平成29年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの確認埋蔵量は2,210百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は5,891十億立方フィート、合計で3,304百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf) 連結対象会社分 平成27年３月31日時点197652045,12319227695-133431,1236,258拡張及び発見------------買収及び売却------975---975-前年度分調整0(0)1(73)3(6)37-(0)(160)41(240)期中生産量(1)(44)(17)(243)(12)-(32)-(2)(32)(64)(319) 平成28年３月31日時点187211874,807184211,675-101512,0755,700 持分法適用関連会社分 平成27年３月31日時点--2302--87-1090302拡張及び発見------2---2-買収及び売却------------前年度分調整--(0)44--9-(0)(0)944期中生産量--(0)(22)--(32)-(1)(0)(33)(22) 平成28年３月31日時点--1325--67---69325確認埋蔵量 平成28年３月31日時点187211895,132184211,742-101512,1436,025 連結対象会社分 平成28年３月31日時点187211874,807184211,675-101512,0755,700拡張及び発見--03----2-33買収及び売却------------前年度分調整(0)(15)83544106134-(0)(37)18589期中生産量(1)(46)(11)(222)(11)(2)(64)-(2)(16)(89)(286) 平成29年３月31日時点176591844,6242171251,746-10992,1735,506 持分法適用関連会社分 平成28年３月31日時点--1325--67---69325拡張及び発見--1992-----399買収及び売却------------前年度分調整--0(19)--(1)---(1)(19)期中生産量--(0)(20)--(34)---(34)(20) 平成29年３月31日時点--23852-32---36385確認埋蔵量 平成29年３月31日時点176591865,0082191251,778-10992,2105,891 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 平成29年３月31日時点17659182502121251,086-8731,3411,107 持分法適用関連会社分 平成29年３月31日時点--12452-32---35245確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 平成29年３月31日時点--1664,3745-659-2268324,400 持分法適用関連会社分 平成29年３月31日時点--11400-0---1140 (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。平成29年3月31日時点で、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約171百万バレル、天然ガスが約4,369十億立方フィート、合計で約988百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量(平成29年３月31日時点)には、非支配株主に帰属する数量が含まれています。 ユーラシア ACG油田(49%)、カシャガン油田(55%) 米州 ホーンリバー地域(54.91%)３ MMbbls：百万バレル４ Bcf：十億立方フィート５ 原油には、コンデンセート及びLPGを含みます。 ②確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動についての開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。将来キャッシュ・インフローの算定は、確認埋蔵量から算定される将来生産量及び期中の月初油・ガス価平均価格を使用しております。将来の開発費は一定の油価、及び現在の経済、操業、規制状況が継続することを前提としております。将来の法人税は、将来の税引前キャッシュ・フローに対し既存の法令に基づいた税金を条件として算定されております。年間割引率は10%を使用しております。平成28年３月31日及び平成29年３月31日時点の為替レートはそれぞれ期末公示仲値の１米ドル112.69円、112.20円を使用しております。なお、本情報は米国財務会計基準審議会が定める規則に従って算定されており、経済的な価値が潜在的な埋蔵量を考慮していないこと、一律で設定される割引率10%を使用していること、油価は常時変化することから、原油、コンデンセート及びLPG・天然ガス埋蔵量の時価もしくはキャッシュ・フローの現在価値の当社としての見通しを示すものではありません。平成28年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー14,328,314955,1583,742,129809,2478,753,54068,239将来の産出原価及び開発費(6,088,070)(211,896)(1,716,381)(511,299)(3,612,235)(36,260)将来の法人税(5,531,024)(238,524)(334,222)(27,372)(4,930,907)-割引前の将来純キャッシュ・フロー2,709,219504,7391,691,527270,576210,39931,979年間割引率10%(1,728,279)(289,832)(1,065,735)(131,228)(233,386)(8,098)標準化された測定方法による将来の980,941214,907625,792139,347(22,987)23,881純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー624,922-265,685-359,237-将来の産出原価及び開発費(339,324)-(136,523)-(200,362)(2,439)将来の法人税(196,338)-(52,679)-(143,658)-割引前の将来純キャッシュ・フロー89,260-76,483-15,216(2,439)年間割引率10%(42,538)-(41,347)-(1,305)113標準化された測定方法による将来の46,723-35,136-13,912(2,325)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,027,663214,907660,929139,347(9,075)21,556 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) 平成29年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー14,741,958807,0663,461,061986,5429,428,16559,125将来の産出原価及び開発費(6,107,307)(205,172)(1,575,183)(488,261)(3,808,367)(30,323)将来の法人税(5,640,443)(197,443)(229,642)(76,036)(5,137,321)-割引前の将来純キャッシュ・フロー2,994,209404,4501,656,236422,245482,47728,801年間割引率10%(1,703,796)(223,457)(906,048)(212,187)(355,021)(7,083)標準化された測定方法による将来の1,290,413180,994750,188210,057127,45621,718純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー436,409-250,06610,539175,804-将来の産出原価及び開発費(244,249)-(148,254)(5,956)(87,531)(2,507)将来の法人税(132,993)-(44,227)(2,315)(86,451)-割引前の将来純キャッシュ・フロー59,168-57,5842,2681,823(2,507)年間割引率10%(31,947)-(32,659)(291)886117標準化された測定方法による将来の27,220-24,9251,9772,709(2,391)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,317,633180,994775,113212,034130,16519,327 （注）１ 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) (単位)百万円 合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（平成28年４月１日）1,027,663214,907625,792139,347(22,987)23,88146,723変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(524,974)(42,940)(132,557)(36,591)(194,922)(7,831)(110,133)油ガス価及び生産単価の純増減(11,168)(28,955)(45,984)24,73260,325406(21,696)発生した開発費393,9773,521241,18548,23470,0913,04727,898将来の開発費の変動(110,918)(1,212)(124,205)4,7305,103(2,177)6,843埋蔵量の変動193,213(4,134)43,36021,405115,7773,09613,710時間の経過による増加122,86018,78881,34716,0031,0661,8783,778法人税の変動227,57821,95361,551(7,153)92,902-58,325拡張及び発見、産出技術の改良1,977-----1,977その他(2,575)(934)(301)(650)100(587)(203)期末割引現在価値（平成29年３月31日）1,317,633180,994750,188210,057127,45621,71827,220 （注）1 以下の鉱区および油田には、非支配株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田（55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) ③平成29年３月31日現在の推定埋蔵量（probable reserves）及び予想埋蔵量（possible reserves）下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの推定埋蔵量及び予想埋蔵量です。平成29年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの推定埋蔵量は521百万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は4,827十億立方フィート、合計で1,389百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。また、平成29年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの予想埋蔵量は99百万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は2,323十億立方フィート、合計で540百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 平成29年３月31日時点推定埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)212512925705138521天然ガス(Bcf)634,7093-14,776514,827 予想埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)27816793799天然ガス(Bcf)632,202--42,268542,323 （注）1 MMbbls:百万バレル2 Bcf：十億立方フィート

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（うち連結子会社65社）及び関連会社26社（うち持分法適用関連会社20社）並びに関連会社の子会社３社（平成28年３月31日現在）により構成されており、わが国のほか「アジア・オセアニア」、「ユーラシア（欧州・NIS諸国）」、「中東・アフリカ」、「米州」 における石油・天然ガスの探鉱、開発、生産、販売及びそれらを行う企業に対する投融資を主たる業務としております。セグメントの区分を事業系統図に示すと次のとおりであります。 (2)当社グループの埋蔵量当社は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトを対象として、確認埋蔵量（proved reserves）、推定埋蔵量（probable reserves）及び予想埋蔵量（possible reserves）の評価を自社にて行っております。 埋蔵量評価については、確認埋蔵量は米国証券取引委員会（SEC）規則に従って評価しており、推定埋蔵量は石油技術者協会（SPE）、世界石油会議（WPC）、米国石油地質技術者協会（AAPG）及び石油評価技術者協会（SPEE）の４組織によって策定されたPetroleum Resources Management System 2007（PRMS）に基づいて評価した確認埋蔵量と推定埋蔵量の合計値から米国証券取引委員会規則に従って評価した確認埋蔵量を差し引いた数量となっております。また、予想埋蔵量はPetroleum Resources Management System 2007（PRMS）に従っております。 自社評価においては、評価・算定担当部門による評価結果を、独立性を持った検証担当部門が検証した上で機関決定することを定めた社内規定に基づいて評価を実施し、以上のプロセスを、内部監査部門が監査することにより、客観性及び正確性の維持、向上に努めております。 なお、自社評価にあたっては、巨額投資を伴うなど、将来の業績への影響が大きいと考えられるプロジェクトについては、予め米国の独立石油エンジニアリング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの評価も得ております。①平成28年３月31日現在の確認埋蔵量下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量です。確認埋蔵量の開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。平成28年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの確認埋蔵量は2,143百万バレル、天然ガスの確認埋蔵量は6,025十億立方フィート、合計で3,264百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 日本アジア・ユーラシア中東・米州合計オセアニアアフリカ 原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス原油ガス確認埋蔵量(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf)(MMbbls)(Bcf) 連結対象会社分 平成26年３月31日時点218161995,30618627742-92881,1576,437拡張及び発見--1818213---36334245買収及び売却--(9)(269)----11(8)(268)前年度分調整(0)(9)1212130(16)-(0)29(2)140期中生産量(1)(42)(15)(217)(10)-(31)-(0)(38)(58)(296) 平成27年３月31日時点197652045,12319227695-133431,1236,258 持分法適用関連会社分 平成26年３月31日時点--2298--115-51121298拡張及び発見--020--5---520買収及び売却------------前年度分調整--(0)9--(1)-(3)(0)(4)8期中生産量--(0)(24)--(31)-(1)(0)(31)(24) 平成27年３月31日時点--2302--87-1090302確認埋蔵量 平成27年３月31日時点197652065,42519227783-133431,2136,561 連結対象会社分 平成27年３月31日時点197652045,12319227695-133431,1236,258拡張及び発見------------買収及び売却------975---975-前年度分調整0(0)1(73)3(6)37-(0)(160)41(240)期中生産量(1)(44)(17)(243)(12)-(32)-(2)(32)(64)(319) 平成28年３月31日時点187211874,807184211,675-101512,0755,700 持分法適用関連会社分 平成27年３月31日時点--2302--87-1090302拡張及び発見------2---2-買収及び売却------------前年度分調整--(0)44--9-(0)(0)944期中生産量--(0)(22)--(32)-(1)(0)(33)(22) 平成28年３月31日時点--1325--67---69325確認埋蔵量 平成28年３月31日時点187211895,132184211,742-101512,1436,025 確認開発埋蔵量 連結対象会社分 平成28年３月31日時点124691932452-1,055-51111,143904 持分法適用関連会社分 平成28年３月31日時点--1259--63---64259確認未開発埋蔵量 連結対象会社分 平成28年３月31日時点62521684,48313221620-5409314,796 持分法適用関連会社分 平成28年３月31日時点--066--4---466 (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。平成28年3月31日時点、当社がオーストラリアに保有する確認埋蔵量は、原油が約171百万バレル、天然ガスが約4,392十億立方フィート、合計で約992百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっています。２ 以下の鉱区および油田の確認埋蔵量(平成28年３月31日時点)には、少数株主に帰属する数量が含まれています。 ユーラシア ACG油田(49%)、カシャガン油田(55%) 米州 ホーンリバー地域(54.91%)３ MMbbls：百万バレル４ Bcf：十億立方フィート５ 原油には、コンデンセート及びLPGを含みます。 ②確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動確認埋蔵量に関する標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値及び当期における変動についての開示内容は米国財務会計基準審議会が定める規則に従っており、会計基準編纂書 932「採取活動-石油及びガス」に準拠しております。将来キャッシュ・インフローの算定は、確認埋蔵量から算定される将来生産量及び期中の月初油・ガス価平均価格を使用しております。将来の開発費は一定の油価、及び現在の経済、操業、規制状況が継続することを前提としております。将来の法人税は、将来の税引前キャッシュ・フローに対し既存の法令に基づいた税金を条件として算定されております。年間割引率は10%を使用しております。平成27年３月31日及び平成28年３月31日時点の為替レートはそれぞれ期末公示仲値の１米ドル120.27円、112.69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。平成27年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー16,826,5271,373,8306,518,6191,787,3256,935,269211,485将来の産出原価及び開発費(5,420,750)(279,282)(2,143,400)(563,719)(2,373,944)(60,405)将来の法人税(6,619,499)(379,336)(1,792,785)(235,731)(4,200,930)(10,718)割引前の将来純キャッシュ・フロー4,786,278715,2122,582,434987,875360,395140,363年間割引率10%(2,740,756)(414,963)(1,445,090)(552,389)(288,615)(39,699)標準化された測定方法による将来の2,045,522300,2491,137,344435,48671,780100,663純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー1,283,858-384,759-890,5208,579将来の産出原価及び開発費(578,892)-(117,127)-(453,308)(8,457)将来の法人税(538,253)-(128,356)-(409,898)-割引前の将来純キャッシュ・フロー166,713-139,276-27,315122年間割引率10%(82,534)-(78,062)-(4,453)(19)標準化された測定方法による将来の84,179-61,214-22,862103純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計2,129,701300,2491,198,557435,48694,643100,766 （注）１ 以下の鉱区および油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) 平成28年３月31日時点(単位)百万円連結対象会社分合計日本アジア・ユーラシア中東・米州オセアニアアフリカ将来キャッシュ・インフロー14,328,314955,1583,742,129809,2478,753,54068,239将来の産出原価及び開発費(6,088,070)(211,896)(1,716,381)(511,299)(3,612,235)(36,260)将来の法人税(5,531,024)(238,524)(334,222)(27,372)(4,930,907)-割引前の将来純キャッシュ・フロー2,709,219504,7391,691,527270,576210,39931,979年間割引率10%(1,728,279)(289,832)(1,065,735)(131,228)(233,386)(8,098)標準化された測定方法による将来の980,941214,907625,792139,347(22,987)23,881純キャッシュ・フローの割引現在価値 持分法適用関連会社分 将来キャッシュ・インフロー624,922-265,685-359,237-将来の産出原価及び開発費(339,324)-(136,523)-(200,362)(2,439)将来の法人税(196,338)-(52,679)-(143,658)-割引前の将来純キャッシュ・フロー89,260-76,483-15,216(2,439)年間割引率10%(42,538)-(41,347)-(1,305)113標準化された測定方法による将来の46,723-35,136-13,912(2,325)純キャッシュ・フローの割引現在価値 標準化された測定方法による将来の純キャッシュ・フローの割引現在価値合計1,027,663214,907660,929139,347(9,075)21,556 （注）１ 以下の鉱区および油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田(55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) (単位)百万円 合計日本アジア・ユーラシア中東・米州持分法適用関連会社分オセアニアアフリカ期首割引現在価値（平成27年４月１日）2,129,701300,2491,137,344435,48671,780100,66384,179変動要因： 産出された油・ガスの販売または移転(768,379)(54,884)(239,067)(60,447)(188,194)(22,991)(202,796)油ガス価及び生産単価の純増減(2,528,189)(100,431)(895,506)(380,907)(863,121)(32,889)(255,335)発生した開発費342,0362,363198,98940,43045,4224,05450,778将来の開発費の変動(164,656)2,442(197,855)(30,972)3,105(1,536)60,161埋蔵量の変動90,888(2,236)(47,750)53,84563,138(31,098)54,988時間の経過による増加203,26424,851115,39841,4037,3867,8146,411法人税の変動1,894,80661,474625,75568,051879,1296,755253,642拡張及び発見、産出技術の改良(37,108)---(37,108)--その他(134,700)(18,923)(71,516)(27,540)(4,524)(6,892)(5,305)期末割引現在価値（平成28年３月31日）1,027,663214,907625,792139,347(22,987)23,88146,723 （注）1 以下の鉱区および油田には、少数株主に帰属する金額が含まれています。ユーラシア ACG油田（49%）、カシャガン油田（55%）米州 コパ・マコヤ鉱区（30%） ホーンリバー地域（54.91%) ③平成28年３月31日現在の推定埋蔵量（probable reserves）及び予想埋蔵量（possible reserves）下記の表は、当社並びに当社連結子会社及び持分法適用関連会社の主要なプロジェクトにおける原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの推定埋蔵量及び予想埋蔵量です。平成28年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの推定埋蔵量は796百万バレル、天然ガスの推定埋蔵量は5,074十億立方フィート、合計で1,705百万BOE（原油換算量:Barrels of Oil Equivalent）となっております。また、平成28年３月31日現在の当社グループの原油、コンデンセート及びLPGの予想埋蔵量は92百万バレル、天然ガスの予想埋蔵量は2,388十億立方フィート、合計で545百万BOE（原油換算:Barrels of Oil Equivalent）となっております。 平成28年３月31日時点推定埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)2132387258478313796天然ガス(Bcf)694,778175-95,031435,074 予想埋蔵量日本アジア・ユーラシア中東・米州小計持分法適用合計オセアニアアフリカ関連会社分原油・コンデンセート・LPG (MMbbls)27920790292天然ガス(Bcf)632,221--132,297912,388 （注）1 MMbbls:百万バレル2 Bcf：十億立方フィート