株式会社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。

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

３【事業等のリスク】 以下には、当社グループの事業展開上のリスク要因となる可能性があると考えられる主要な事項を記載しております。また、必ずしも事業上のリスクに該当しない事項についても、投資家の投資判断上重要と考えられる事項については、投資家及び株主に対する情報開示の観点から積極的に開示しております。なお、以下の記載は、当社グループの事業上のリスクをすべて網羅するものではありません。 また、本項の記載中、将来に関する事項については、別途記載する場合を除いて本書提出日現在での当社グループの判断であり、当該時点以後の社会経済情勢等の諸状況により変更されることがあります。 Ｉ．事業等の主要なリスク１ 石油・天然ガス開発事業の特徴及びリスクについて(1）災害・事故・システム障害等のリスク 石油・天然ガス開発事業には、探鉱、開発、生産、輸送等の各段階において操業上の事故や災害等が発生するリスクがあります。また、操業に当たって様々な情報システムを利用していることから、これらの情報システムには安全対策が施されているものの、自然災害やサイバー攻撃等により、予期せぬ障害が発生し、操業が停止するリスクがあります。このような情報システムの予期せぬ障害、事故や災害等が生じた場合には、保険により損失補填される場合を除き設備の損傷によるコストが生じることがあり更には、人命にかかわる重大な事故又は災害等となる危険性があります。また、その復旧に要する費用負担や操業が停止することによる機会損失等が生じることがあります。 また、当社グループの関連プロジェクトで労働争議が行われた場合や、新型コロナウイルス感染症等の感染症の流行・拡大により、操業に必要な従業員等の不足、資機材・サービス等の調達や生産物の輸送の困難、産油国政府による操業停止の指示・命令、共同事業を行っている場合のパートナーの方針変更等が生じた場合には、一部又は全部の操業が停止・遅延する可能性があります。 国内天然ガス事業においては、2010年１月以降、輸入LNG気化ガスを原料ガスとして購入しており、更に2013年８月以降、直江津LNG基地において輸入LNGから気化ガスを製造しておりますが、当該輸入LNG気化ガス・輸入LNGの購入先及び直江津LNG基地における事故、トラブルなどにより輸入LNG原料ガスの調達ができない場合、国内ガス田のトラブルにより国産ガスの生産ができない場合、あるいはパイプラインネットワーク上における事故、災害などによりパイプラインの操業が困難になる場合には、当社顧客へのガス供給に支障をきたすなど、当社の国内天然ガス事業に悪影響を及ぼす可能性があります。 また、環境問題に関しては、土壌汚染、大気汚染及び水質・海洋汚染等が想定されます。当社グループでは、「環境安全方針」を定め、当該国における環境関連法規、規則及び基準等を遵守することは勿論のこと、自主的な基準を設け環境に対して充分な配慮を払いつつ作業を遂行しておりますが、何らかの要因により環境に対して影響を及ぼすような作業上の事故や災害等が生じた場合には、その復旧等のための対応若しくは必要な費用負担が発生したり、民事上、刑事上又は行政上の手続等が開始されてそれに伴う手続関連費用や損害賠償等の金銭の支払い義務が生じたり、操業停止による損失等が生じたりすることがあります。さらに、当該国における環境関連法規、規則及び基準等（新エネルギー・再生可能エネルギー等の支援策を含む。）が将来的に変更や強化された場合には、当社グループにとって追加的な対応策を講じる必要やそのための費用負担が発生し、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。 これらの災害・事故・システム障害等のリスクについては、かかるリスクが顕在化することがないよう事故等の発生の未然防止に努めておりますが、リスクは常時あり、顕在化した場合には当社グループの業績に多大な悪影響を及ぼす可能性があります。 当社グループは、作業を実施するにあたっては、可能かつ妥当な範囲において、損害保険を付保することとしておりますが、すべての損害を填補し得ない可能性があり、また、行政処分や当社グループの石油・天然ガス開発会社としての信頼性や評判が損なわれることによって、将来の事業活動に悪影響を及ぼす可能性があります。 (2）探鉱・開発・生産に成功しないリスク 一般的に、鉱区権益を取得するためには、対価の支払いが必要となります。また、資源の発見を目的とした探鉱活動に際して、調査・試掘等のための費用（探鉱費）が必要となり、資源を発見した場合には、その可採埋蔵量、開発コスト、産油国（産ガス国を含む。以下同じ。）との契約内容等の様々な条件に応じて一段と多額の開発費を投ずる必要があります。 しかしながら、開発・生産が可能な規模の資源が常に発見できるとは限らず、近年の様々な技術進歩をもってしてもその発見の確率はかなり低いものとなっており、また、発見された場合でも商業生産が可能な規模でないことも少なくありません。 当社グループでは、探鉱活動に係る支出について、成功成果法（サクセスフル・エフォート・メソッド）を用いて会計処理しております。権益取得費、探査井及び評価井に直接関連するすべての支出は、石油・ガス資産（探鉱・評価資産）として認識し、その後ドライホールと判断された場合には探鉱費を計上し、商業採算性を確保する見込みが損なわれた場合には減損損失を計上しております。地質調査及び地球物理探査費用、並びに探査井及び評価井に関連しない支出等のその他の探鉱段階において発生する支出は、発生時に探鉱費に計上しております。 当社グループでは、保有する可採埋蔵量及び生産量を増加させるために、有望な鉱区には常に関心を払い、今後も探鉱投資を継続する一方、既発見未開発鉱区や既生産鉱区の権益取得等を含めた開発投資を組み合わせることにより、探鉱・開発・生産各段階の資産の総合的なバランスの中で投資活動を行っていく方針です。 探鉱及び開発（権益取得を含む。）は、当社グループの今後の事業の維持発展に不可欠な保有埋蔵量を確保する上で必要なものでありますが、各々に技術的、経済的リスクがあり、探鉱及び開発が成功しない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。 (3）生産量の特定地域及び鉱区への依存度 当社グループは、豪州のイクシスガス・コンデンセート田、アラブ首長国連邦アブダビの海上・陸上油田、国内の南長岡ガス田等において安定的な原油・天然ガスの生産を行っております。当社グループの事業地域は、豪州、アブダビ、東南アジア、日本、欧州という５つのコアエリアに加え、カスピ海沿岸地域を含むユーラシア等に幅広く分散していますが、2025年度における当社グループの生産量の地域別構成比率は豪州及び東南アジア地域が約40％、アブダビ及びユーラシア等地域が約54％と、２つの地域でその大部分を占めております。 現状では当社グループの生産量は、特定地域及び鉱区への依存度が高いため、これらの鉱区において操業が困難になる等の問題が生じた場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。 (4）契約期限等 当社グループの海外における事業活動の前提となる鉱区権益にかかる契約においては、鉱区期限が定められているケースが多くあります。鉱区期限が定められている契約が延長、再延長又は更新等されない場合や延長、再延長又は更新等に際し現状よりも不利な契約条件（権益比率の減少を含みます。）となった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。当社グループでは、これらの契約の延長、再延長又は更新等に向けてパートナーとともに努力する方針でありますが、産油国国営石油会社等との契約交渉の結果、既存の契約が延長、再延長又は更新等されない場合や延長、再延長又は更新等に際し現状よりも不利な契約条件（権益比率の減少を含みます。）となった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。また、鉱区期限が定められている契約が延長、再延長又は更新等された場合でも、その時点における残存可採埋蔵量は、生産の進展により減少することが見込まれます。当社グループでは、これに代替し得る鉱区権益の取得を図っておりますが、代替し得る油・ガス田の鉱区権益を十分取得できない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。さらに、現在探鉱中の鉱区においても契約に探鉱期間が設定されており、鉱区内において商業化の可能性がある原油・天然ガスの存在を確認している場合であっても、当該期間終了までに開発移行の決定ができない場合などにおいては、産油国政府との協議により当該期間の延長、猶予期間の設定などに向けて努力する方針ですが、かかる協議が不調に終わった場合には、当該鉱区からの撤退を余儀なくされる可能性があります。また、一般に、契約につき、一方当事者に重大な違反があるときには、契約期限の到来前に他方当事者から契約解除をすることができるのが通例ですが、これら主要事業地域における契約においても同様の規定が設けられております。当社グループにおいては、そのような事態はこれまで発生したことはなく、今後についても想定しておりませんが、もし契約当事者に重大な契約違反があった場合には、期限の到来前に契約が解除される可能性があります。 また、天然ガス開発・生産事業においては、多くの場合、長期の販売契約・供給契約に基づいて天然ガスを販売・供給しており、それぞれ契約期限が定められております。これらの契約における期限の到来までに、延長又は再延長に向けてパートナーとともに努力する方針ですが、延長又は再延長されない場合や延長された場合でも販売・供給数量の減少などがあった場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。また、販売契約・供給契約の契約期間中に販売条件の変更があった場合や、プロジェクトの一部又は全部の操業が停止・遅延したこと、想定外の需要変動が発生したこと等により当社が第三者から追加の天然ガスを購入・調達する必要が生じた場合には、当社グループの業績に影響を及ぼす可能性があります。 (5）原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの埋蔵量① 確認埋蔵量（proved reserves） 当社は、当社グループの主要な確認埋蔵量（proved reserves）について自社にて評価を実施しました。確認埋蔵量の定義は、米国の投資家に広く知られている米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10(a)に従っており、評価に決定論的手法又は確率論的手法のいずれが用いられているかに関わらず、地質的・工学的データの分析に基づき、既知の貯留層から、現在の経済条件及び既存の操業方法の下で、評価日時点以降操業権を付与する契約が満了する時点まで（契約延長に合理的確実性があるという証拠がある場合は延長が見込まれる期間が満了する時点まで）の間に、合理的な確実性をもって経済的に生産することが可能である石油・ガスの数量となっております。また、確認埋蔵量に分類されるためには、炭化水素を採取するプロジェクトが開始されているか、妥当な期間内にプロジェクトを開始することにつき合理的な確信をオペレーターが持っていなければならず、埋蔵量の定義の中でも保守的な数値として広く認識されております。ただし、かかる保守的な数値ではあっても、将来にわたる生産期間中に、確認埋蔵量が全量生産可能であることを保証する概念ではないことに留意を要します。確率論的手法を用いて確認埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量を回収することができる確率が少なくとも90％以上であることが必要とされております。 当社グループ（関連会社等分を含む）の原油、コンデンセート、LPG及び天然ガスの確認埋蔵量については「第１ 企業の概況 ３ 事業の内容 (2)当社グループの埋蔵量」をご参照下さい。② 推定埋蔵量（probable reserves）主要な推定埋蔵量（probable reserves）についても自社にて評価を実施しており、石油技術者協会（SPE）などが策定した基準であるPRMS（Petroleum Resources Management System）に従い、評価・算定しています。なお、推定埋蔵量の算定に用いる将来の油価見通しについては、米国証券取引委員会規則S-X Rule 4-10(a)と同様の、期中の月初油価・ガス価平均価格を使用しております。確率論的手法を用いて推定埋蔵量を算定する場合には、確認埋蔵量と推定埋蔵量を合計した数量（2P）を回収できる確率が50％以上であることが必要とされています。推定埋蔵量の全量が確認埋蔵量と同様な確実性をもって開発・生産されると見込まれるわけではありません。また、主要プロジェクトの2P埋蔵量評価については、定期的に米国の独立石油コンサルティング会社であるDeGolyer and MacNaughtonの認証を受けております。③ 埋蔵量の変動の可能性 埋蔵量の評価は、評価時点において入手可能な油・ガス層からの地質的・工学的データ、開発計画の熟度、経済条件等多くの前提、要素及び変数に基づいて評価された数値であり、今後生産・操業が進むことにより新たに取得される地質的・工学的データや開発計画及び経済条件等の変動に基づき将来見直される可能性があり、その結果、増加又は減少する可能性があります。また、生産分与契約に基づく埋蔵量は、同契約の経済的持分から計算される数量が生産量だけでなく、油・ガス価格、投下資本、契約条件に基づく投下資本の回収額及び報酬額等により変動する可能性があり、その結果、埋蔵量も増加又は減少する可能性があります。また、当社グループの想定を上回るスピードでネットゼロへの移行が進んだ場合には、埋蔵量が減少する可能性があります。このように埋蔵量の評価値は、各種データ、前提、定義の変更、ネットゼロへの移行等により変動する可能性があります。 (6）オペレーターシップ 石油・天然ガス開発事業においては、リスク及び資金負担の分散を目的として、複数の企業がパートナーシップを組成して事業を行う場合が多く見られます。実際の作業は、そのうちの１社がオペレーターとなり、パートナーを代表して操業の責任を負います。オペレーター以外の企業は、ノンオペレーターとしてオペレーターが立案・実施する探鉱開発計画や作業を吟味し、あるいは一部操業に参加しつつ、所定の資金提供を行うことで事業に参画します。 当社グループは、経営資源の有効活用やノンオペレーターのプロジェクトとのバランスに配慮しつつ、探鉱、開発、生産それぞれの段階での豊富な操業経験をもとに蓄積したノウハウ及び技術力をもとに、イクシス等の大型LNGプロジェクトを中心として積極的にオペレータープロジェクトを推進していく方針であります。当社は国内外で原油、天然ガスの開発、生産プロジェクトにおいてオペレーターとしての経験を有しているほか、豪州やインドネシアなどにおけるLNGプロジェクトなどに参加し長年ノウハウ、知見等を蓄積してきており、また、メジャーを含めた他の外国の石油会社が行っているのと同様、専門のサブコントラクターや経験豊富な外部コンサルタントを起用することなどにより、LNGプロジェクトを含めたオペレータープロジェクトを的確に遂行することが可能と考えております。 オペレーターとしてのプロジェクト推進は、技術力の向上や、産油国・業界におけるプレゼンスの向上等を通じて鉱区権益取得機会の拡大に寄与することになる一方で、オペレーションに関する各種専門能力を有する人材確保上の制約、資金面での負担増大等のリスクが存在しており、これらのリスクに的確に対応できない場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。 (7）共同事業 石油・天然ガス開発事業では、前述のとおり、リスク及び資金負担の分散を目的として数社以上の企業が共同事業を行う場合も多くなっており、この場合、共同事業遂行のための意思決定手続やパートナーを代表して操業を行うオペレーター等を取り決めるために、共同操業協定をパートナー間で締結するのが一般的になっております。ある鉱区において当社グループが共同事業を行っているパートナーとの関係が良好であっても、他の鉱区権益の取得においては競争相手となり得る可能性があります。 また、共同事業の参加者は原則として、その保有権益の比率に応じて共同事業遂行のための資金負担をしますが、一部パートナーが資金負担に応じられない場合などには、プロジェクトの遂行に悪影響を及ぼす可能性があります。 (8）石油・天然ガス開発事業には巨額の資金が必要となり資金回収までの期間も長いこと 探鉱活動には相応の費用と期間とが必要であり、探鉱により有望な資源を発見した場合でも、生産に至るまでの開発段階においては、生産施設の建設費用等の多額の費用と長期に亘る期間が必要となります。このため、探鉱及び開発投資から生産及び販売による資金の回収までには10年以上の長い期間を要することになります。中でも、大型LNGプロジェクトの開発には巨額な投資が必要であり、経済金融情勢の変化によっては資金調達の内容に影響を及ぼす可能性があります。資源の発見後、生産及び販売開始までの開発過程において、政府の許認可の取得の遅延又はその変更、予測しえなかった地質等に関する問題の発生、油・ガス価及び外国為替レートの変動並びにその他資機材の市況の高騰などを含めた経済社会環境の変化や、LNGプロジェクトにおいて生産物購入候補者からの長期販売契約に関する合意が得られないことにより最終投資判断ができない等の要因により、開発スケジュールの遅延や当該鉱区の経済性が損なわれる等の事象が生じた場合には、当社グループの業績に悪影響を及ぼす可能性があります。 (9）将来の廃鉱に関するリスク 石油・天然ガス生産施設等について、産油国政府との石油契約や現地法令等に基づき、当社グループは、当該施設等の将来の操業・生産終了後に必要となる廃鉱作業に関連して発生する費用の現在価値の見積り額を、資産除去債務として計上しております。その後、廃鉱の作業方法の変更や掘削資機材の調達費用の高騰その他の理由により、当該見積り額が不足していることが判明した場合においては、当社グループの資産除去債務額の積み増しが必要となり、当社グループの財政状態及び業績に悪影響を及ぼす可能性があります。 ２ 原油価格（油価）、天然ガス価格、外国為替、及び金利の変動が業績に与える影響について(1）油価、天然ガス価格の変動が業績に与える影響 油価並びに海外事業における天然ガス価格の大部分は国際市況により決定され、また、その価格は国際的又は地域的な需給（ネットゼロの進展による需要の下押し圧力の強まりを含みます。）、世界経済（感染症等の世界的な流行・拡大による経済活動の縮小の影響を含みます。）及び金融市場の状況、さらには、産油国政府の方針や産油国間における生産量等に関する合意の動向を含む多様な要素の影響も受け著しく変動します。かかる事象は当社により管理可能な性質のものではなく、将来の油価、天然ガス価格の変動を正確に

４【経営者による財政状態、経営成績及びキャッシュ・フローの状況の分析】 当連結会計年度における当社グループの財政状態、経営成績及びキャッシュ・フロー（以下「経営成績等」という。）の状況の概要並びに経営者の視点による当社グループの経営成績等の状況に関する認識及び分析・検討内容は以下のとおりであります。 なお、文中の将来に関する事項は、当連結会計年度末現在において判断したものであります。 (1）経営成績の状況の概要及び分析 （単位：百万円） 前期当期増減増減率（％）売上収益2,265,8372,011,351△254,485△11.2（うち、原油売上収益）1,712,0641,530,291△181,772△10.6（うち、天然ガス売上収益）525,180448,053△77,126△14.7営業利益1,271,7891,135,440△136,349△10.7税引前利益1,298,8111,173,473△125,338△9.7親会社の所有者に帰属する当期利益427,344393,836△33,507△7.8 前期当期増減増減率（％）原油販売量（千bbl）138,978144,6735,6964.1売上平均油価（米ドル/bbl）81.2070.69△10.51△12.9天然ガス販売量（百万cf）473,667446,818△26,849△5.7海外ガス販売量（百万cf）381,706366,659△15,048△3.9海外ガス単価（米ドル/千cf）5.735.10△0.63△11.0国内ガス販売量（百万㎥）2,4642,148△316△12.8国内ガス売上平均単価（円/㎥）78.2478.610.370.5売上平均為替レート（円/米ドル）151.73149.60△2.13△1.4 当期における我が国経済は、雇用・所得環境の改善や各種政策の効果を背景に緩やかな回復基調にありますが、米国の通商政策の影響や、物価上昇の継続が個人消費に及ぼす影響、国際紛争等による景気の下振れリスクには留意する必要があります。加えて、金融資本市場の変動等の影響は引き続き懸念されています。 当社グループの業績に大きな影響を及ぼす国際原油価格は、代表的指標の一つであるブレント原油（期近物終値ベース）で当期は１バレル当たり70米ドル台半ばから始まり、米国によるイランやロシアへの制裁による供給懸念から一時的に上昇する場面も見られましたが、米中の関税をめぐる対立等、相互関税による経済停滞懸念や、OPEC＋による自主減産の段階的な緩和により、年間を通して下落傾向が見られ、期末には60.85米ドルとなりました。これらを反映して、当期における当社グループの原油の平均販売価格は、前期に比べ、１バレル当たり10.51米ドル下落し、70.69米ドルとなりました。 一方、業績に重要な影響を与えるもう一つの要因である為替相場ですが、当連結会計年度は１米ドル157円台で始まりました。年前半は、日米金利差の拡大を背景に、１月初旬に一時158円台まで円安が進行しましたが、米国の関税政策に伴う世界的な景気後退懸念が強まり、４月には141円台前半まで円高が進みました。その後は、米中の関税引き下げ合意を受けて反発しつつ、日銀の追加利上げ見送りやFRBの利下げ観測を背景に円安方向へ転じ、144円台で上半期を終えました。年後半は、日本の参院選後の政権交代を受け積極財政・金融緩和志向が意識され、一貫して円安基調で推移し、11月にはFRBの利下げ観測後退も相まって、157円台をつけました。年末にかけては、米国の雇用・物価指標の弱さに加え、日銀による早期利上げ観測の強まりから、一時円安がやや後退する場面もありましたが、積極財政による日本の財政健全性への懸念や、旅行収支頭打ち・デジタル赤字といった構造的な円需給の弱さ等を背景に、円安圧力はなお残り、期末公示仲値（TTM）は、前期末から１円63銭円高の156円54銭となりました。なお、当社グループ売上の期中平均レートは、前期に比べ、２円13銭円高の１米ドル149円60銭となりました。 このような事業環境の中、当社グループの当期連結業績につきましては、原油の販売価格の下落により、売上収益は前期比2,544億円、11.2％減の２兆113億円となりました。このうち、原油売上収益は前期比1,817億円、10.6％減の１兆5,302億円、天然ガス売上収益は前期比771億円、14.7％減の4,480億円となりました。当連結会計年度の販売数量は、原油が前期比5,696千バレル、4.1％増の144,673千バレルとなり、天然ガスは前期比26,849百万立方フィート、5.7％減の446,818百万立方フィートとなりました。このうち、海外天然ガスは、前期比15,048百万立方フィート、3.9％減の366,659百万立方フィート、国内天然ガスは、前期比316百万立方メートル、12.8％減の2,148百万立方メートル、立方フィート換算では80,159百万立方フィートとなりました。販売価格は、海外原油売上の平均価格が１バレル当たり70.69米ドルとなり、前期比10.51米ドル、12.9％下落、海外天然ガス売上の平均価格は千立方フィート当たり5.10米ドルとなり、前期比0.63米ドル、11.0％下落、また、国内天然ガスの平均価格は立方メートル当たり78円61銭となり、前期比０円37銭、0.5％上昇しております。売上収益の平均為替レートは１米ドル149円60銭となり、前期比２円13銭、1.4％の円高となりました。 売上収益の減少額2,544億円を要因別に分析しますと、販売数量の増加により365億円の増収、平均単価の下落により2,693億円の減収、売上の平均為替レートが円高となったことにより260億円の減収、その他の売上収益が44億円の増収となりました。 一方、売上原価は前期比507億円、5.5％減の8,645億円、探鉱費は前期比366億円、68.6％減の167億円、販売費及び一般管理費は前期比164億円、12.3％減の1,180億円、その他の営業収益は前期比482億円、134.7％増の841億円、その他の営業費用は前期比12億円、4.1％増の328億円、持分法による投資利益は前期比327億円、31.2％減の720億円となりました。以上の結果、営業利益は前期比1,363億円、10.7％減の１兆1,354億円となりました。なお、当連結会計年度のその他の営業収益には、イクシスLNGプロジェクトを構成するINPEX Holdings Australia Pty Ltdの資本金を一部有償減資したことに伴い、在外営業活動体の換算差額の累計額を資本から純損益に振り替えた影響347億円を含んでおります。 金融収益は前期比292億円、19.6％減の1,201億円、金融費用は前期比403億円、32.9％減の821億円となりました。以上の結果、税引前利益は前期比1,253億円、9.7％減の１兆1,734億円となりました。 法人所得税費用は前期比1,207億円、14.0％減の7,438億円、非支配持分に帰属する当期利益は前期比289億円、419.3％増の358億円となりました。以上の結果、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比335億円、7.8％減の3,938億円となりました。 セグメント別の経営成績は以下のとおりであります。 ① 国内石油・天然ガス事業（国内O&G） 販売数量の減少により、売上収益は前期比247億円、11.4％減の1,921億円となりましたが、売上原価の減少等により、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比87億円、64.3％増の224億円となりました。 ② 海外石油・天然ガス事業（海外O&G）－ イクシスプロジェクト 販売価格の下落により、売上収益は前期比581億円、15.6％減の3,150億円となりましたが、探鉱費の減少等により、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比225億円、9.1％増の2,708億円となりました。 ③ 海外石油・天然ガス事業（海外O&G）－ その他のプロジェクト 販売価格の下落により、売上収益は前期比1,709億円、10.3％減の１兆4,869億円となり、親会社の所有者に帰属する当期利益は前期比339億円、20.5％減の1,317億円となりました。 (2）財政状態の状況の概要及び分析 当連結会計年度末における資産合計は前連結会計年度末比3,543億円増の７兆7,351億円となりました。このうち、流動資産はその他の金融資産の増加等により、前連結会計年度末比2,388億円増の１兆1,090億円、非流動資産は持分法で会計処理されている投資の増加等により、前連結会計年度末比1,154億円増の６兆6,261億円となりました。 一方、負債合計は前連結会計年度末比4,692億円増の２兆7,122億円となりました。このうち、流動負債は前連結会計年度末比3,060億円増の8,396億円、非流動負債は前連結会計年度末比1,632億円増の１兆8,726億円となりました。 資本合計は前連結会計年度末比1,149億円減の５兆229億円となりました。このうち、親会社の所有者に帰属する持分は前連結会計年度末比746億円減の４兆7,471億円、非支配持分は前連結会計年度末比402億円減の2,757億円となりました。 (3）キャッシュ・フローの状況の概要及び分析並びに資本の財源及び資金の流動性に係る情報① キャッシュ・フローの状況の概要及び分析 当社グループの現金及び現金同等物（以下「資金」という。）は、前連結会計年度末の2,416億円から当連結会計年度中に減少した資金855億円を除き、換算差額123億円を加えた結果、当連結会計年度末において1,684億円となりました。 当連結会計年度における営業活動、投資活動及び財務活動によるキャッシュ・フローの状況及びそれらの要因は以下のとおりであります。 （営業活動によるキャッシュ・フロー） 税引前利益の減少等があったものの、営業債権及びその他の債権の減少や法人所得税の支払額の減少等により、営業活動の結果得られた資金は前期比391億円増の6,938億円となりました。 （投資活動によるキャッシュ・フロー） 投資の取得による支出の増加や定期預金の払戻による収入の減少等により、投資活動の結果使用した資金は前期比3,783億円増の6,687億円となりました。 （財務活動によるキャッシュ・フロー） 非支配持分への配当金の支払額の増加等があったものの、コマーシャル・ペーパーの純増加額の増加や短期借入金の増加等により、財務活動の結果使用した資金は前期比2,392億円減の1,107億円となりました。 ② 資本の財源及び資金の流動性に係る情報 石油・天然ガス・再生可能エネルギー等のプロジェクト取得、探鉱・開発活動及び天然ガス供給インフラ施設等の建設においては多額の資金を必要とするため、内部留保による手許資金のほかに、外部からも資金を調達しております。探鉱資金については手許資金及び外部からの出資により、また、プロジェクト取得、開発資金及び天然ガス供給インフラ施設等の建設資金については手許資金、銀行借入及び社債発行により調達することを基本方針としております。現在、プロジェクト取得及び開発資金については株式会社国際協力銀行及び市中銀行等から融資を受けており、これら融資に関しては、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構の保証制度を適宜活用しております。また、国内の天然ガス供給インフラ施設等の建設資金借入については、株式会社日本政策投資銀行及び市中銀行からの融資を受けているほか、再生可能エネルギープロジェクト等の取得及び開発資金については、プロジェクトファイナンスやグリーンファイナンスでの調達も実施しております。なお、イクシスLNGプロジェクトでは、共同支配企業であるイクシス下流事業会社（Ichthys LNG Pty Ltd）を借入人として、国内外の輸出信用機関及び市中銀行からプロジェクトファイナンスの借入等を行っております。 当連結会計年度は、当社中期経営計画に沿って適切なレバレッジコントロールに努めております。このほか、探鉱投資・開発投資等に向けて、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構の出資を受けております。 資金の流動性については、短期の運転資金のほかに油価の急な下落等に備え、一定の手許資金を保有することを基本方針としており、また複数の金融機関とコミットメントライン契約を締結し、資金調達枠を確保しております。 ③ 資金の配分方法 資金の配分方法については、「第２ 事業の状況 １ 経営方針、経営環境及び対処すべき課題等」に記載しております。 (4）重要な会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定 当社グループの連結財務諸表は、「連結財務諸表の用語、様式及び作成方法に関する規則」第312条の規定によりIFRSに準拠して作成しております。この連結財務諸表の作成に当たって、必要と思われる見積りは、合理的な基準に基づいて実施しております。 なお、当社グループの連結財務諸表で採用する重要性のある会計方針、会計上の見積り及び当該見積りに用いた仮定は、「第５ 経理の状況 １ 連結財務諸表等（１）連結財務諸表 連結財務諸表注記 ３．重要性のある会計方針 ４．重要な会計上の見積り及び判断」に記載しております。 (5）生産、受注及び販売の状況① 生産実績 セグメントごとの生産実績は以下のとおりであります。 セグメントの名称 区分 当連結会計年度（自 2025年１月１日 至 2025年12月31日） 前年同期比 （％）国内O&G原油763千バレル△5.0（日量2千バレル）天然ガス27,904百万CF△7.3（日量76百万CF）小計5,847千BOE△7.0（日量16千BOE）ヨウ素599t7.2発電69百万kWh△63.5海外O&Gイクシスプロジェクト原油12,049千バレル1.8（日量33千バレル）天然ガス337,122百万CF△2.1（日量924百万CF）小計77,193千BOE△1.1（日量211千BOE）その他のプロジェクト原油132,320千バレル3.5（日量363千バレル）天然ガス95,396百万CF△5.7（日量261百万CF）小計149,880千BOE2.3（日量411千BOE）硫黄149千t△6.7その他発電2,424百万kWh16.4合計原油145,132千バレル3.3（日量398千バレル）天然ガス460,422百万CF△3.2（日量1,261百万CF）小計232,920千BOE0.9（日量638千BOE）ヨウ素599t7.2硫黄149千t△6.7発電2,493百万kWh9.7（注）１ 海外で生産されたLPGは原油に含みます。２ 原油及び天然ガス生産量の一部は、発電燃料として使用しております。３ 上記の生産量は関連会社等の持分を含みます。４ 当社グループが締結している生産分与契約にかかる当社グループの原油及び天然ガスの生産量は、正味経済的取分に相当する数値を示しております。なお、当社グループの権益比率ベースの生産量は、原油151,993千バレル（日量416千バレル）、天然ガス470,551百万CF（日量1,289百万CF）、合計241,746千BOE（日量662千BOE）となります。５ BOE（Barrels of Oil Equivalent）原油換算量６ ヨウ素は、他社への委託精製によるものであります。７ 数量は単位未満を四捨五入しております。 ② 受注実績 当社グループの販売実績のうち、受注高が占める割合は僅少であるため受注実績の記載は省略しております。 ③ 販売実績 セグメントごとの販売実績は以下のとおりであります。 セグメントの名称 区分 当連結会計年度（自 2025年１月１日 至 2025年12月31日） 前年同期比 （％）販売量売上収益（百万円）販売量売上収益国内O&G原油255千バレル2,657△19.5△28.7天然ガス（LPGを除く）80,159百万CF168,835△12.8△12.4その他 20,683 1.2小計 192,176 △11.4海外O&Gイクシスプロジェクト原油11,147千バレル118,392△9.7△21.5天然ガス（LPGを除く）306,630百万CF196,676△1.0△11.6小計 315,069 △15.6その他のプロジェクト原油133,271千バレル1,399,4575.5△9.4天然ガス（LPGを除く）60,028百万CF82,329△16.7△24.9その他 5,141 51.5小計 1,486,928 △10.3その他原油－9,783－△22.7天然ガス（LPGを除く）－211－△25.4その他 7,182 51.1小計 17,176 △3.0合計原油144,673千バレル1,530,2914.1△10.6天然ガス（LPGを除く）446,818百万CF448,053△5.7△14.7その他 33,006 15.4合計 2,011,351 △11.2（注） 販売量は、単位未満を四捨五入しております。

２【サステナビリティに関する考え方及び取組】当社は、エネルギーの安定供給とエネルギー・トランジションへの取組みを両輪で推進し、事業やバリューチェーンを通じて気候変動をはじめとしたサステナビリティの課題に取り組むことを、サステナビリティ経営の基本的な考え方としています。この考え方のもと、当社グループ及び当社グループのステークホルダー双方にとって重要度の高いサステナビリティに関するマテリアリティ（重要課題）を中心にサステナビリティ経営を実践しています。 （１）サステナビリティ全般 ①ガバナンス（a）組織体制当社グループのサステナビリティ推進のためのガバナンス体制図は以下のとおりです。2025年12月31日時点１INPEX Value Assurance System（IVAS）審査会：プロジェクトの価値向上及び推進に関する当社グループの意思決定に資することを目的とした審査会 （b）サステナビリティ関連の課題に対する監督機能としての取締役会機関 取締役会は、グループ全体のサステナビリティ関連のリスク及び機会に対応するための経営戦略をはじめ、中長期的な企業価値の向上に向けた取組み監督機関として、責任を負っており、取締役会は、当社グループの重要なサステナビリティ課題を監督する立場にあります。取締役会メンバーはサステナビリティ分野のスキルを有しています。詳細は「第４ 提出会社の状況 ４コーポレート・ガバナンスの状況等 (１)コーポレート・ガバナンスの概要 ③コーポレート・ガバナンス体制 a)取締役及び取締役会 i)取締役及び取締役会の活動状況 取締役及び監査役のスキルマトリックス」に記載しています。また、取締役会メンバーの知見向上の取組みとして、社外有識者による講演・意見交換会を実施し、サステナビリティに関連する世間動向や課題に対する知見を深めています。 取締役会では定期的にサステナビリティに関するリスク及び機会に関する議題について、世界動向や事業とのトレードオフなど多角的な面から議論がなされており、2025年には、全15回開催された取締役会中13回でサステナビリティに関する議論が行われました。 サステナビリティに関連する目標については、年１回取締役会で報告されます。また、特に重要性が高い目標については、当社の代表取締役をはじめ全ての取締役（社外取締役を除く）の報酬のKPIとして採用しています。株式報酬のKPIとして温室効果ガス排出原単位、賞与のKPIとして安全指標（重大な事故ゼロ※１）を採用しています。 項目評価ウェイトに占める割合株式報酬のKPI温室効果ガス排出原単位10％賞与のKPI安全指標(重大な事故ゼロ)10％※１ オペレータープロジェクトにおける、死亡事故、重篤負傷、重大漏えい （c）業務執行体制イ）経営会議サステナビリティを含む業務執行の決定に関しては、意思決定の迅速化の観点から、経営会議を設置し、取締役会の決議事項に属さない事項についての機動的な意思決定を行うとともに、取締役会の意思決定に資するための議論を行っています。経営会議は毎週ないし適宜開催されます。当社の経営会議は、常勤の取締役、本部長である執行役員及び議長が必要と判断し経営会議の決議によって選任された執行役員をもって構成されています。経営会議の議長は代表取締役社長が務めることとしています。 ロ）代表取締役社長並びに各部門及び子会社代表取締役社長は、責任者として、当社グループを代表し当社グループのサステナビリティを含む業務を執行します。また、本部長又は担当役員である執行役員は、委嘱された特定の部門及び子会社に係る業務を執行します。委嘱された特定の部門及び子会社に係る各業務執行者は、サステナビリティ関連事項についての各種施策・取組みの進捗を管理し、経営会議に報告しています。 ハ）サステナビリティ推進委員会当社グループの社会的責任を果たし、社会の持続可能な発展に貢献する取組みを推進することを目的としてサステナビリティ推進委員会を設置しています。本委員会は代表取締役社長を委員長とし、代表取締役、総務本部長、経営企画本部長、コンプライアンス委員会委員長、コーポレートHSE委員会委員長から構成され、サステナビリティに関する基本方針、同推進に関する重要事項等を審議しています。サステナビリティ推進委員会で議論された内容は、経営会議・取締役会でも決議・報告されています。また、サステナビリティ推進委員会の下部組織として、各本部の実務者レベルで構成するサステナビリティ推進ワーキンググループ及び気候変動対応推進ワーキンググループを設置し、全社横断的な協議推進体制を整備しています。 主な議題・サステナビリティ経営の実績と取組み方針・当社グループのマテリアリティ（重要課題）・「気候変動対応の基本方針」の改定・気候変動関連リスク及び機会の評価・人権の対応状況と今後の取組み・非財務情報のガバナンスとマネジメント・社会貢献活動計画 ②戦略（a）方針 当社は、経営理念を踏まえた「サステナビリティ憲章」を定め、当社グループ及び当社グループのステークホルダーの双方にとって重要度の高いサステナビリティに関するマテリアリティ（重要課題）を特定しています。当社グループのマテリアリティは環境・社会が当社グループに与える財務影響及び当社グループが環境・社会へ与える影響を勘案の上、特定しています。特定された６つのマテリアリティの内、「気候変動対応」、「セーフティ」及び「人的資本」は、環境・社会が当社グループに与える財務影響が重大であることより財務マテリアリティとして選定しています。当社グループはマテリアリティごとに当社グループが優先的に行うべき課題について「アクションプラン」を定めた上で、当社グループの各部署のPDCAサイクルに組み込み、継続的に改善に取り組んでいます。各財務マテリアリティの詳細は、後掲のとおりです。財務マテリアリティ以外のマテリアリティの詳細に関しては2026年６月末発行予定の「サステナビリティレポート2025」をご覧ください。 経営理念 私たちは、エネルギーの開発・生産・供給を、持続可能な形で実現することを通じて、より豊かな社会づくりに貢献します。 サステナビリティ憲章 当社グループは、事業活動を通じて社会的責任を果たす信頼される企業であり続けるとともに、中長期的かつ持続的な企業価値の向上を図ります。経営トップの率先垂範の下、実効あるガバナンス体制を構築して社内・グループ企業に周知徹底を図り、ステークホルダーの関心に配慮しつつ、以下の原則に基づき、事業やバリューチェーンを通じてサステナビリティの課題に積極的に取り組んでいきます。・社会に不可欠なエネルギーを、よりクリーンな形で安定的かつ効率的に供給します。・気候変動対応やネットゼロカーボン社会への移行に貢献するべく、エネルギー構造の変革に積極的に取り組みます。・従業員をはじめ事業に関わる全ての人々の健康と安全を確保し、安全操業・管理を徹底します。また、地球環境課題に取り組み、環境価値の創造に努めます。・法令を遵守し、人権を含む各種の国際規範や操業地域における社会的規範に沿った良識ある行動をとります。・広くステークホルダーとのコミュニケーションを図り、企業情報を積極的かつ公正に開示します。・ダイバーシティを尊重するとともに、働きやすい環境や人材の能力を最大限に発揮する機会を提供し、活力とイノベーションの創出につなげます。・各国・各地域の文化・習慣に配慮し、当該国・地域の経済社会の発展に貢献します。 また、経営理念を体現するために、役員及び従業員が共通に大切にする価値観として「INPEXバリュー」を制定しています。 INPEXバリュー （b）財務マテリアリティ３つの財務マテリアリティ（「気候変動対応」、「セーフティ」及び「人的資本」）に対するアクションプランは下表のとおりです。なお、マテリアリティは毎年見直しを行っております。 財務マテリアリティアクションプラン気候変動対応気候変動対応目標達成の推進天然ガス/LNG事業の拡大低炭素ソリューションの取組み電力事業とその周辺分野での事業展開セーフティ重大災害防止労働安全衛生の確保人的資本エンゲージメントの強化とDE＆Iの推進 （c）サステナビリティ関連のリスク及び機会イ）リスク及び機会 各財務マテリアリティのリスク及び機会と、これに関連する対策状況等の詳細においては、後述の「（２）気候変動対応、（３）セーフティ、（４）人的資本それぞれの（b）リスク及び機会」に記載しております。 ロ）リスク及び機会のトレードオフ 当社グループでは各事業（石油・天然ガス上流事業、再生可能エネルギー事業及びCCS・水素事業）の各フェーズにおける技術的な評価及び環境・社会への影響評価を組織横断的に行う「INPEX Value Assurance System（IVAS）審査会」の実施や各事業における経済性評価及びリスク評価を定期的に行うことで、財務マテリアリティにおけるトレードオフの低減に努めています。 ハ）時間軸 リスク及び機会の影響が生じると合理的に見込み得る時間軸については、当社グループが戦略的意思決定に用いる計画期間である中期経営計画に合わせて、「短期」を１年未満、「中期」を１年以上～３年未満、及び「長期」を３年以上と定義しています。 （d）レジリエンス当社が2025年２月に発表した「INPEX Vision 2035」は、昨今の経営環境や社会情勢等の変化を踏まえつつ2035年に向けた当社グループの長期的な戦略を示したものです。「INPEX Vision 2035」の達成に影響を与える不確実性が高いリスクについては、毎年見直しを実施するとともに、レジリエンス評価の結果は当社の戦略の策定やビジネスモデルの調整に生かしております。当社の見通しへの影響が大きい気候レジリエンスの詳細については、「（２）気候変動対応」に記載しております。 ③リスク管理当社は、業務の効率的運営及び責任体制の確立を図るため取締役等を本部長とする本部制を採用しています。これに従い、初めに本部などの各担当部門が、社内規程やガイドラインに基づき緊密に連携したうえで、リスクの特定・識別・分析・評価を実施しています。このうち、個別プロジェクトにおける事業上の主要リスクは経営会議にて統合的管理・対処方針の討議・決定が行われます。また、必要に応じて取締役会にも報告され、十分な監督機能が果たされているほか、経営の公正性・透明性の確保がなされています。さらに、日常業務に係るリスク管理の運営状況等については、社長直属の内部監査部門による監査、その他社内担当部署あるいは社外専門家による監査等を通じ、これを検証・評価するとともに、環境の変化に応じた不断の見直しを行っています。当社グループの具体的なリスク管理体制は、「第４ 提出会社の状況 ４コーポレート・ガバナンスの状況等 (１)コーポレート・ガバナンスの概要 ④内部統制システムの整備の状況 j)その他当社の監査役の監査が実効的に行われることを確保するための体制 ＜リスク管理体制＞」及び「(２)気候変動対応、(３)セーフティ、(４)人的資本の③リスク管理」に記載しております。 リスク管理体制図 ④指標及び目標マテリアリティに関する指標及び目標、実績については、「(２)気候変動対応、(３)セーフティ、(４)人的資本それぞれの④指標及び目標」及び2026年６月末発行予定の「サステナビリティレポート2025」をご覧ください。 （２）気候変動対応①ガバナンスガバナンスの体制については、「(１)サステナビリティ全般 ①ガバナンス」に記載しております。 ②戦略（a）方針 当社は、2015年12月に「気候変動対応の基本方針」を発行し、その後、パリ協定目標達成に向けた各国の取組みを支持するため、2021年１月に2050年自社排出量ネットゼロ（Scope1＋2）目標を定めました。以降、外部環境の変化や長期戦略及び中期経営計画の更新に合わせて、方針及び2050年自社排出ネットゼロを目指すための目標を見直しています。2025年２月には「INPEX Vision 2035」の発表にあわせて「気候変動対応の基本方針」を改定しました。 気候変動対応の基本方針１.当社は、今後も増加する我が国及び世界のエネルギー需要に応え、長期にわたり引き続き、エネルギーの安定供給の責任を果たしつつ、2050年ネットゼロの実現に向けたエネルギー構造の変革に積極的に取組みます。２.気候変動に関するパリ協定目標の実現に貢献すべく、2050年自社排出ネットゼロを目指す気候変動対応目標を設定します。３.ネットゼロの実現に向けて、社会のニーズに応えるべく、低炭素化の取組みを確実に推進します。具体策として、「現実的な移行期の燃料」としての天然ガスをよりクリーンな形で供給していきます。加えて、第三者向けにCCSやクリーン水素・アンモニア等の低炭素化ソリューションを提供するとともに、電力関連分野の新たな取組みを強化します。 （b）リスク及び機会 当社では、毎年当社グループの気候変動関連リスク及び機会の評価を行っています。リスク及び機会の評価結果は以下のとおりです。 2025年末における気候変動関連リスク/機会の評価結果（短期：１年未満、中期：１～３年未満、長期：３年以上） 移行リスクリスク区分リスク評価対象リスク発生時期見込対策状況政策・法規制IEA-NZEシナリオで世の中が推移し、プロジェクト所在国・地域が気候変動対策を強化した結果、カーボンプライシング制度やメタン排出管理規制及び環境法令等の 導入・強化により、Scope1,2排出量に対する直接的コストが増加するリスク短期～長期・プロジェクトの温室効果ガス排出量削減に向けた取組みの推進・プロジェクト所在国・地域の政策や動向のモニタリング・財務的評価、経済性評価の実施・プロジェクト操業におけるクリーン電力の導入・2030年までに通常操業時ゼロフレア・メタン排出原単位0.1%を維持するための管理・OGMP2.0に加盟しノンオペレータープロジェクトも含めたMRV（Measurement, Reporting and Verification）を強化・カーボンクレジット戦略の策定・実行・関連するステークホルダーとのエンゲージメント政策・法規制石油ガス事業を進める上で生じる気候関連訴訟

（１）【コーポレート・ガバナンスの概要】① コーポレート・ガバナンスに関する基本的な考え方 当社は、エネルギーの開発・生産・供給を、持続可能な形で実現することを通じて、より豊かな社会づくりに貢献することを経営理念としております。この経営理念のもと、当社は、持続的な成長と中長期的な企業価値の向上を図るため、株主をはじめとするステークホルダーとの協働により社会的責任を果たすとともに、透明・公正かつ迅速・果断な意思決定を行うことを目的としてコーポレート・ガバナンスの充実に取り組みます。 なお、本項の記載内容は、時期等の記載がある場合を除き、本書提出日現在の状況に基づいております。 ② 企業統治の体制の概要及び当該体制を採用する理由 当社経営理念に基づき、効率的な企業経営と実効性の高い監督を実現するため、業務に精通した取締役による業務執行を監査役が監査する監査役設置会社の機関設計を採用しています。また、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度を導入し、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。 当社では、各国政府や国際的なエネルギー企業等との重要な交渉機会が多く、これには当社事業に関する知識・技術並びに国際的な経験を有し、業務に精通した社内出身の取締役・執行役員があたる必要があると考えており、社内出身の取締役は原則として執行役員を兼務することで、取締役会が現下の経営環境・事業環境を把握したうえで最適な業務の執行を決定するとともに、実効的な経営の監督機能を発揮する体制を確保しております。また、経営の透明性の向上と取締役会の実効的監督機能の強化を図る観点に加え、独立した立場から、自らの知見に基づく助言、経営の監督、利益相反取引の監督を行うとともに、ステークホルダーの意見を取締役会に適切に反映させることで社内出身者とは異なる客観的な視点を経営に活用するため、取締役全９名中４名の独立社外取締役を選任しております。※当社は、2026年３月27日開催予定の定時株主総会の議案（決議事項）として、「取締役10名選任の件」を提案しており、当該議案が承認可決されますと、取締役全10名中５名が独立社外取締役となる予定です。当該議案が承認可決された場合の取締役会の構成については、後記「（２）役員の状況」に記載のとおりです。 この独立社外取締役には、資源・エネルギー業界や財務・法務その他の分野において、企業経営経験者、学識経験者又はその他の専門家等として、豊富な経験と幅広い見識を有する社外の人材を選任することとしております。 また、当社の監査役は、全５名中４名が独立社外監査役であり、かつ監査役の独立性と監査の実効性を確保し、監査機能の強化を図るべく、法令に基づき監査役会を設置するとともに監査役の職務を補助するための組織である監査役室に専任の監査役補助者を複数名置き、更に内部監査部門（監査ユニット）や会計監査人との連携を強化する等の取組みを行っております。 ③ コーポレート・ガバナンス体制＜当社のコーポレート・ガバナンス体制(模式図)＞ ａ）取締役及び取締役会 取締役会は、株主に対する受託者責任を認識した上で、実効的なコーポレート・ガバナンスの実現により、十分な監督機能を発揮するとともに、経営の公正性・透明性を確保し、持続的な成長と中長期的な企業価値の向上を図ることを責務としています。 当社の取締役会は９名で構成され、うち４名は社外取締役であります。当社は、2026年３月27日開催予定の定時株主総会の議案（決議事項）として、「取締役10名選任の件」を提案しており、当該議案が承認可決されますと、当社の取締役会は取締役全10名、うち社外取締役５名で構成されます。当該議案が承認可決された場合の取締役会の構成については、後記「（２）役員の状況」に記載のとおりです。 効率的な議事運営の観点から、業務に最も精通した代表取締役社長が取締役会の議長を務めることとしております。取締役会は、毎月１回開催するほか、必要に応じて随時開催し、経営戦略や重要な業務執行について審議・決定するとともに取締役の職務の執行を監督しております。 また、グローバルな経営環境の変化への即応性を高めるとともに、経営責任をより明確化するため、取締役の任期について定款において１年としております。 ｉ）取締役及び取締役会の活動状況本報告書提出日時点における取締役会の構成及び当事業年度における取締役会の出席状況は以下のとおりです。取締役氏名会社における地位取締役会への出席状況上田 隆之代表取締役社長100%(15回/15回)大川 人史取締役 副社長執行役員100%(15回/15回)滝本 俊明取締役 副社長執行役員100%(15回/15回)山田 大介取締役 専務執行役員100%(15回/15回)藤井 洋取締役 顧問100%(12回/12回)(注１)柳井 準取締役(社外)100%(15回/15回)飯尾 紀直取締役(社外)100%(15回/15回)森本 英香取締役(社外)100%(15回/15回)ブルース・ミラー取締役(社外)100%(12回/12回)(注１)(注１) 2025年３月28日の就任後の状況を記載しております。(注２) 2025年３月28日に退任した代表取締役川野憲二氏、取締役西川知雄氏は出席対象となる取締役会３回の全てに出席しております。(注３) 2026年２月28日に辞任した取締役西村篤子氏は出席対象となる取締役会15回のうち14回出席しております。(注４) 2026年３月27日開催予定の定時株主総会の議案（決議事項）として「取締役10名選任の件」を提案しており、当該議案が承認可決された場合の取締役会の構成については、後記「（２）役員の状況」に記載のとおりです。 当事業年度における取締役会の具体的な検討内容及び審議件数は以下のとおりです。具体的な検討内容審議件数個別案件成長軸１(石油・天然ガス分野)海外プロジェクト現況、イクシスプロジェクト現況、国内プロジェクト現況、国内外個別案件 等24成長軸２及び３(その他の分野)低炭素化・再エネ/電力周辺分野事業現況、国内外個別案件 等８基盤強化人事施策、指名・報酬、コーポレート・ガバナンス、内部統制・内部監査、コンプライアンス、サステナビリティ、リーガル、資材・調達、IT・デジタル 等65経営管理・経営戦略・資金配分Vision・中期経営計画策定、中期経営計画の進捗、経営指標の進捗、財務戦略・資金調達、投資配分、株主還元方針、決算・予実績、生産量・埋蔵量 等24HSEHSE定例報告 等12マーケティング中長期LNG調達方針 等３ 合計136 取締役及び監査役のスキルマトリックス当社は、「INPEX Vision 2035『責任あるエネルギー・トランジションの実現』」を実行するため、多様かつ豊富な経験や見識を有する取締役及び監査役を選任しております。(注) 2026年３月27日開催予定の定時株主総会の議案（決議事項）として「取締役10名選任の件」を提案しており、当該議案が承認可決された場合の当社の取締役会及び監査役会の構成に基づき記載しております。役職氏 名分 野企業経営組織運営グローバル財務・会計法務・リスクマネジメントサステナビリティ技術・DXエネルギー営業・販売人材開発ダイバーシティ 取 締 役 社内上田 隆之●● ●●● 大川 人史●●●● ● ●滝本 俊明 ● ●●●● 山田 大介● ● ● 栗村 英樹 ● ●●● ●社外飯尾 紀直●● ●● 森本 英香 ●● ● ●ブルース・ミラー ● ●● ●齋木 尚子 ● ●● ●高岡 英則●● ●●● 監 査 役社内川村 明男 ●● ● 社外刀禰 俊哉 ●●● 麻生 憲一 ●● ●秋吉 満●●●●● 木場 弘子 ● ● ●●は、特に期待する分野を示したものであり、対象者の有する知識・経験の全てを示すものではありません。 (スキルマトリックス各項目の選定理由)スキル項目選定理由企業経営・組織運営エネルギー事業を取り巻く複雑な経営環境下において、当社の経営理念に基づいた中長期的な経営戦略・経営計画を策定・実行し、その実効性を監督するため、経営・組織運営全般に関する幅広い知識・経験が必要。グローバル当社が展開するグローバルな事業を的確に遂行し、それらの適切な監督を行うため、地政学、政策等に関する知識・経験が必要。財務・会計当社の中期経営計画で掲げる財務指標、効率性指標等の目標達成に向けた戦略の立案・実行及びそれらの適切な監督のため、財務、会計、税務に関する知識・経験が必要。法務・リスクマネジメント当社経営・事業に関する国内外の法令等の遵守を含む適切なリスクマネジメントの実行及びその監督を行うため、法務・コンプライアンス・コーポレートガバナンス等に関する知識・経験が必要。サステナビリティサステナビリティ憲章及びHSE方針に基づき、当社事業やバリューチェーンを通じて各種課題への取組みを推進するとともに、その取組み状況の監督を行うにあたり、HSE(健康・安全・環境)及びサステナビリティ経営に関する知識・経験が必要。技術・DXエネルギー安定供給と事業の低炭素化実現に資する、技術・DXに係る戦略の立案・実行及びそれらの適切な監督のため、E&P事業全般に関する技術的知見や、デジタル・専門技術を活用した多様なエネルギーや低炭素化ソリューションの開発・革新(イノベーション)・進展に関する幅広い知識・経験が必要。エネルギー「責任あるエネルギー・トランジションの実現」に向けた当社エネルギー事業戦略の立案・実行及びそれらの適切な監督のため、中核事業に限らず、再生可能エネルギー及びCCS・水素・アンモニアをはじめとする多様なエネルギーの事業化、開発、生産、操業に関する幅広い知識・経験が必要。営業・販売国内外の全ての顧客に対する最適な商品・サービスと付加価値の提供、販売先の拡大に向けた新たな顧客へのマーケティング戦略の立案・実行及びそれらの適切な監督のため、多様なエネルギーの営業、販売に関する知識・経験が必要。人材開発・ダイバーシティグローバル企業として責任ある経営を持続的に推進するためには人材の多様化と価値観を共有できる人材の育成が重要であると考えていることから、人材開発・ダイバーシティに係る戦略の立案・実行及びそれらの適切な監督のため、人事、教育、女性活躍推進等の分野における多様な知識・経験が必要。 ⅱ）指名・報酬諮問委員会の活動状況当社は取締役会への諮問機関として、指名・報酬諮問委員会を設置しています。概要及び当事業年度における活動状況は以下のとおりです。 取締役の指名、報酬に係る取締役会の機能の独立性・客観性と説明責任を強化するため、取締役会の諮問機関として2017年１月に指名・報酬諮問委員会を設置、取締役等の指名と報酬について審議し、取締役会に答申しております。当事業年度は８回開催しました。 本報告書提出日時点における指名・報酬諮問委員会の構成及び当事業年度における指名・報酬諮問委員会の出席状況は以下のとおりです。 氏名出席状況委員長柳井 準(独立社外取締役)100%(８回/８回)委員飯尾 紀直(独立社外取締役)100%(８回/８回)委員上田 隆之(代表取締役社長)100%(８回/８回)(注) 2026年２月28日に辞任した委員西村篤子氏（独立社外取締役）は当事業年度の指名・報酬諮問委員会８回中７回に出席しています。 2026年３月27日開催予定の取締役会の決議事項として「指名・報酬諮問委員会の委員選任の件」を、また、当該取締役会後に開催予定の指名・報酬諮問委員会の決議事項として「委員長選任の件」の付議をそれぞれ予定しております。 ＜主な協議内容＞（指名）・取締役に求める要件（再定義）・取締役及び監査役のスキルマトリックス・取締役及び代表取締役候補者の選任・後継者計画・2026年12月期 新執行役員体制（報酬）・役員報酬水準の妥当性検証（ピアグループとの比較）・2025年12月期会社業績、経営指標の見通し及び実績・業績連動報酬（賞与・株式報酬）KPIの達成度見通し及び実績・取締役賞与・株式報酬支給案（指名・報酬）・年間協議スケジュール・コーポレート・ガバナンス（指名・報酬領域）に関する課題整理 ⅲ）取締役会全体の実効性評価の結果概要 当社は、取締役会全体が適切に機能しているかを定期的に検証し、課題の抽出と改善の取組みを継続していくことを目的として、取締役会全体の実効性評価（以下「実効性評価」）を毎年実施し、その結果の概要を開示しております。2025年度の実効性評価の評価方法等及び結果の概要は以下のとおりです。 〔評価方法〕2025年８月開催の社外取締役と監査役の会合において、2024年度の実効性評価より抽出された2025年度のアクションプランへの取組み状況について中間振返りを行うと共に、2025年度の実効性評価の実施方法について議論を行いました。その結果、過年度評価において第三者評価機関によりその妥当性が確認された、取締役会自身による自己評価方式を2025年度の実効性評価においても採用することとしました。その後、11月開催の取締役会において、2025年度の実施方針、事務局作成のアンケート内容・構成等、2025年度の評価項目について審議を行いました。 同審議の内容を踏まえ、評価項目については以下のとおりとしたうえで、全ての取締役及び監査役に対して完全無記名のアンケート調査（WEB形式）を実施し、事務局にてアンケート回答結果の集計及び分析を行い、2026年１月の社外取締役・監査役と代表取締役との会合において、集計・分析結果及び今後の課題と取組みについて議論を行い、２月の取締役会において、評価結果を確認しました。 〔評価項目〕2025年度のアンケート項目は以下のとおりです。設問ごとに概ね４段階で評価する方式としており、テーマ毎の意見を吸い上げるべく各章毎に自由記述欄を設けました。第１章〔自己評価〕第２章〔取締役会の構成〕第３章〔取締役会の運営〕第４章〔取締役会への支援体制〕第５章〔取締役会の役割・責務〕第６章〔投資家・株主との関係〕第７章〔指名・報酬諮問委員会〕第８章〔2025年度のアクションプランへの取組み〕第９章〔全体を通じた評価〕 〔2024年度の実効性評価結果を踏まえた2025年度のアクション

（４）【役員の報酬等】 ａ）役員の報酬等の額又はその算定方法の決定方針の内容及び決定方法等 当社は、取締役の個人別の報酬等の内容に係る決定方針について以下のとおり取締役会において決議しております。取締役の個人別の報酬等の内容については、取締役会の諮問機関として、委員長及び委員の過半数を社外取締役とする指名・報酬諮問委員会が、取締役報酬の原案について当該決定方針との整合性を含めた多角的な検討を行っていることから、取締役会は、同委員会の答申を尊重し、取締役の個人別の報酬等の内容を決定しております。したがって、取締役会は、取締役の個人別の報酬等の内容は当該決定方針に沿うものと判断しております。 （役員報酬の基本方針）当社の取締役の報酬は、以下を基本方針としています。１．当社の経営理念の実現に向けた、優秀な経営人材の確保・維持に資するものであること２．当社の持続的成長と中長期的な企業価値向上への貢献意識を高めるものであること３．株主をはじめとするステークホルダーに対して説明責任を果たせる、透明性・客観性の高い報酬制度であること （報酬水準）当社の取締役の報酬水準は、外部調査機関のデータを活用し、同規模企業群や類似業種をピアグループとした役位ごとの水準にかかる調査・分析を行った後、指名・報酬諮問委員会において妥当性を検証のうえ、取締役会の決議により設定します。また、外部環境の変化等に応じて、適宜見直しを行うものとします。 （報酬構成）当社の取締役（社外取締役を除く）の報酬構成は、役位ごとの職務内容等に応じた「基本報酬」、短期インセンティブ報酬としての「賞与」、中長期インセンティブとしての「株式報酬」から構成されます。なお、社外取締役の報酬は、その職務の独立性の観点から、「基本報酬」のみで構成しています。１．基本報酬 ・各取締役の役位ごとの職務内容に基づき、月例の固定報酬として支給する金銭報酬 ・上記に加え、委員を兼任する社外取締役、その他、職務遂行上経費等の支給が必要とされる社外取締役に対し、手当として支給する金銭報酬２．賞与 ・単年度の会社業績や担当部門業績を勘案した毎年６月に支給する業績連動型の金銭報酬 ・会社業績指標（KPI）は、当社の主要な財務指標である親会社の所有者に帰属する当期利益（以下「当期利益」という。）と探鉱前営業キャッシュ・フローに加え、非財務指標として当社の使命であるエネルギーの安定供給を果たすうえで不可欠となる安全指標（重大な事故ゼロ）を採用し、これらの目標達成度に応じて下表の評価ウェイトに基づき報酬額を算定し、最終的な報酬額は０～200％の範囲内で変動します。 ・担当部門業績は、社長等を除く各取締役が管轄する担当部門の目標達成度について毎年評価を行うこととし、会社業績指標の達成度に基づき算定された各取締役の賞与額に各本部の評価結果を反映します。 賞与のKPI評価ウェイト財務指標当期利益45％探鉱前営業キャッシュ・フロー45％非財務指標安全指標(重大な事故ゼロ)10％ ３．株式報酬 ・当社の中長期的な業績及び企業価値向上への取締役の貢献意識を高めることを目的とした業績連動型の要素と、取締役の自社株保有を通じて株主との利害共有意識を強化することを目的とした固定型の要素を併せた取締役の退任後に支給する株式報酬 ・役位ごとに株式報酬基準額を定め、当該基準額の一部を業績連動（Performance Share）、残りを非業績連動（Non-Performance Share）の株式報酬として構成します。 ・業績連動部分にかかる会社業績指標は、当社の主要財務指標である当期利益、探鉱前営業キャッシュ・フロー、ROE、ROIC、総還元性向に加えて、主要な非財務指標である温室効果ガス排出原単位を採用し、これらの目標達成度に応じて、下表の評価ウェイトに基づき報酬額を算定し、最終的な報酬額は０～200％の範囲内で変動します。 ・非業績連動部分は、株主との利害共有意識を強化する観点から、交付株式数が固定された株式報酬として支給します。 ・株式報酬は、信託型株式報酬制度を通じて支給します。本制度は、制度対象者に対して、役位や業績等に応じたポイントを毎年付与し、原則として制度対象者の退任後に、累積したポイント数に相当する当社株式を信託から交付するものです。 株式報酬のKPI評価ウェイト財務指標当期利益30％探鉱前営業キャッシュ・フロー30％ROE10％ROIC10％総還元性向10％非財務指標温室効果ガス排出原単位10％目標達成度が100％の場合の社長の基本報酬、賞与、株式報酬の比率は概ね50%：30%：20%となるように設定しています。 （マルス・クローバック）取締役に重大な不正・違反行為等が発生した場合、当該取締役に対し、基本報酬、賞与、株式報酬（当社株式等の交付等を受ける権利を含む）の減額又は没収（マルス）、並びに返還請求（クローバック）ができるものとします。 （報酬決定プロセス）・当社は、取締役の報酬の決定にかかる取締役会機能の独立性・客観性と説明責任を強化するために、取締役会の諮問機関として、委員長及び委員の過半数を独立社外取締役で構成する指名・報酬諮問委員会を設置しており、同委員会の答申を受け、取締役会において取締役の報酬の額又はその算定方法にかかる決定方針を定めています。・指名・報酬諮問委員会は、原則として年４回以上開催することとし、取締役報酬等の額及び算定方法並びに個人別の報酬等の内容の決定方針にかかる主要事項を審議のうえ、取締役会に対して助言・提言を行っており、取締役会はその助言・提言の内容を最大限に尊重して意思決定を行います。なお、取締役の個人別の報酬支給額（担当部門業績評価を踏まえた賞与の最終支給額等）については、当社の経営状況を最も熟知している代表取締役社長である上田隆之が、取締役会決議により一任を受け、同委員会の助言・提言の内容に基づき決定します。・当社を取り巻く外部環境や社会・経済情勢等に鑑み、業績連動報酬にかかる目標値や算定方法等の妥当性について、指名・報酬諮問委員会において慎重に審議を行ったうえで、取締役会の決議により、各取締役の報酬額算定に調整を加えることがあります。 ｂ）提出会社の役員の報酬等の額又はその算定方法の決定に関する役位ごとの方針 上記ａ）の取締役の個人別の報酬等の内容に係る決定方針に従い決定しております。 ｃ）提出会社の役員区分ごとの報酬等の総額、報酬等の種類別の総額及び対象となる役員の員数 当事業年度における取締役及び監査役の報酬等の額は以下のとおりであります。役員区分報酬等の総額（百万円）報酬等の種類別の総額（百万円）対象となる役員の員数（名）基本報酬賞与株式報酬取締役（社外取締役を除く）40025891506監査役（社外監査役を除く）3434--1社外役員209209--10（注）１．上表には、2025年３月28日開催の第19回定時株主総会終結の時をもって退任した取締役２名を含んでおります。２．取締役の基本報酬は、2025年３月28日開催の第19回定時株主総会において、賞与を含めて年額10億円以内（うち社外取締役に対して２億円以内）に改定しており、当該決議日時点の員数は10名（うち社外取締役は５名）です。３．監査役の基本報酬は、2022年３月25日開催の第16回定時株主総会において、年額１億4,000万円以内と決議しており、当該決議日時点の員数は５名です。４．監査役の報酬は、基本報酬のみで構成しており、株主総会で決議された金額の枠内で監査役の協議により決定しております。５．賞与及び株式報酬は、業績連動報酬に該当します。また、株式報酬は非金銭報酬等に該当します。６．当社は、取締役及び執行役員の株式報酬制度（役員報酬BIP信託）を導入しております。表の株式報酬は、取締役に対する役員報酬BIP信託に関して当事業年度中に付与した株式付与ポイントに係る費用計上額です。2025年３月28日開催の第19回定時株主総会において、当社が拠出する１事業年度あたりの金員の上限は４億6,000万円、制度対象者に付与するポイントの１事業年度あたりの上限は466,000ポイント（当社株式466,000株相当）に改定しており、当該決議日時点の取締役（社外取締役及び国内非居住者を除く）の員数は５名です。 ｄ）提出会社の役員ごとの連結報酬等の総額等 連結報酬等の総額が１億円以上である者が存在しないため、記載しておりません。 ｅ）使用人兼務役員の使用人給与のうち、重要なもの 使用人兼務役員の使用人給与のうち重要なものはありません。 ｆ）当事業年度の提出会社の役員の報酬等の額の決定過程における、提出会社の取締役会及び委員会の活動内容 当事業年度の役員報酬等の額の決定に当たっては、指名・報酬諮問委員会において2025年12月期取締役賞与及び株式報酬等について計３回の審議を行い、当該審議の結果を踏まえ、取締役会において議論しております。指名・報酬諮問委員会及び取締役会の、各回の報酬に係る主な審議事項は以下のとおりであります。 （指名・報酬諮問委員会）2025年12月開催「2025年12月期取締役賞与・株式報酬（中間報告）」2026年１月開催「業績連動報酬に係るKPIの実績（直近見通し）」「2025年12月期取締役賞与及び株式報酬支給（案）」2026年２月開催「2025年12月期取締役に対する賞与及び株式報酬支給の件」 （取締役会）2026年２月開催「2025年12月期取締役賞与等支給の件」 ｇ）業績連動指標とその選択理由 上記ａ）の取締役の個人別の報酬等の内容に係る決定方針（報酬構成）２.賞与及び３.株式報酬に従い決定しております。 ｈ）業績連動報酬額の決定方法 上記ａ）の取締役の個人別の報酬等の内容に係る決定方針（報酬決定プロセス）に従い決定しております。 ｉ）当事業年度における業績連動報酬に係る指標の目標と実績 目標実績当期利益3,300億円3,938億円探鉱前営業キャッシュ・フロー8,760億円8,626億円安全指標重大な事故ゼロ重大な事故２件総還元性向50.0％55.4％ROE「2025-2027 中期経営計画」における経営指標の目標を達成すべく設定された数値8.2％ROIC7.3％温室効果ガス排出原単位26kg/boe（暫定値） なお、当年度の業績連動報酬の算定においては、指名・報酬諮問委員会における多角的な検討、審議を経て決定しています。 事業活動ハイライト・インドネシア共和国 ムアララボ地熱発電事業の拡張開発に係る最終投資決定及びプロジェクトファイナンス契約締結（１月）・ノルウェー王国 2024年APAラウンドにおけるライセンスの落札（１月）・北陸電力㈱とのエネルギーシステムの低炭素化・高度化に関する包括連携協定書の締結（１月）・豪州 再生可能エネルギー事業会社における新たなポートフォリオの取得（２月）・マレーシア 2024年公開入札ラウンドにおける探鉱鉱区の取得（２月）・先進的CCS事業「首都圏CCS事業」における合弁会社の設立（４月）・豪州 ボナパルトCCS共同事業開発に向けた概念設計（Pre-FEED）開始（４月）・五島市沖浮体式洋上風力発電事業 発電所及び各風車８基の名称披露式の開催（４月）・アラブ首長国連邦アブダビ首長国 アブダビ上部ザクム油田の生産能力増強計画（５月）・JOGMECによる「先進的CCS事業に係る設計作業等」委託事業における首都圏CCS事業の令和７年度委託契約の締結（５月）・インドネシア共和国 東ジャワ沖合海域Serpang探鉱鉱区の取得（５月）・アゼルバイジャン共和国におけるGHG排出量削減に向けたサンガチャル・ターミナル電動化プロジェクトの最終投資決定（６月）・アラブ首長国連邦アブダビ首長国 陸上鉱区Onshore Block 4における生産利権付与（６月）・インドネシア共和国におけるPT INPEX Renewable Energy Indonesiaの設立（７月）・豪州 ボナパルトCCSプロジェクト 豪州政府による重要プロジェクト認定（７月）・ノルウェー王国 複数油ガス田の一部権益取得（７月）・インドネシア共和国 アバディLNGプロジェクトの基本設計開始（８月）・e-methaneのクリーンガス証書移転・管理を可能とする デジタルプラットフォーム「CO2NNEX®」の長岡メタネーション実証における実装（９月）・豪州北部準州政府との持続可能な開発の促進に向けた戦略的合意（９月）・日豪CCSバリューチェーン構築に向けた 中部電力㈱との共同検討の継続・発展にかかる合意書の締結（10月）・「湯西川ダム新水力発電所設置・運営事業」の事業候補者に特定（10月）・新潟県柏崎市でのブルー水素・アンモニア製造・利用一貫実証試験 『柏崎水素パーク』開所（11月）・新潟県における取締役会の開催及び当社役員による花角新潟県知事表敬訪問（11月）

５【従業員の状況】(1）連結会社の状況 2025年12月31日現在従業員数（人）3,720［602］（注）１ 従業員数は、当社グループ（当社及び当社の子会社）から当社グループ外への出向者を除き、当社グループ外から当社グループへの出向者を含む就業人員数であります。２ 従業員数欄の［ ］は外数で、臨時従業員の当連結会計年度における平均雇用者数であります。なお、平均臨時雇用者数には、海外における開発プロジェクト推進のため契約ベースにより雇用する現地従業員、国内における石油・天然ガス関連事業に従事する契約社員、嘱託、並びに派遣社員等が含まれております。３ 当社グループは、多くの部門において、同一の従業員が複数の事業に従事しており、セグメント情報と関連付けた適切な従業員数を記載することが困難なため、区分しておりません。 (2）提出会社の状況 2025年12月31日現在従業員数（人）平均年齢（歳）平均勤続年数（年）平均年間給与（円）889［68］39.211.413,233,495（注）１ 2008年10月１日付で、当社は国際石油開発株式会社及び帝国石油株式会社を吸収合併しております。平均勤続年数は、合併以前における国際石油開発株式会社及び帝国石油株式会社での勤続年数を通算しております。なお、平均年齢及び平均勤続年数については他社からの出向者を含めておりません。２ 平均年間給与は、賞与及び基準外賃金を含んでおります。なお、海外現地採用及び他社からの出向者を含めておりません。３ 従業員数欄の［ ］は外数で、臨時従業員の平均雇用者数であります。なお、平均臨時雇用者数には、海外における開発プロジェクト推進のため契約ベースにより雇用する現地従業員、国内における石油・天然ガス関連事業に従事する契約社員、嘱託、並びに派遣社員等が含まれております。４ 当社は、多くの部門において、同一の従業員が複数の事業に従事しており、セグメント情報と関連付けた適切な従業員数を記載することが困難なため、区分しておりません。 (3）多様性に関する指標① 提出会社2025年12月31日現在 当事業年度管理職に占める女性労働者の割合（％） （注）２男性労働者の育児休業取得率（％） （注）３労働者の男女の賃金の差異（％）（注）４全労働者正規雇用労働者パート・有期労働者5.678.166.064.593.2 ② 連結子会社当事業年度の主要な連結子会社の多様性に関する指標は、以下のとおりです。会社名管理職に占める女性労働者の割合（％）男性労働者の育児休業取得率（％） （注）３労働者の男女の賃金の差異（％）全労働者正規雇用労働者パート・有期労働者㈱INPEX JAPAN（注）５-----㈱INPEXパイプライン-100---（注）１ 提出会社から他社への出向者は、提出会社に含んで集計しております。なお、海外現地採用及び他社からの出向者を含めておりません。２ 管理職に占める女性労働者の割合は、「女性の職業生活における活躍の推進に関する法律」（平成27年法律第64号）の規定に基づき算出したものです。３ 男性労働者の育児休業取得率は、「育児休業、介護休業等育児又は家族介護を行う労働者の福祉に関する法律」（平成３年法律第76号）の規定に基づき、「育児休業、介護休業等育児又は家族介護を行う労働者の福祉に関する法律施行規則」（平成３年労働省令第25号）第71条の６第１号における育児休業等の取得割合を算出したものです。４ 労働者の男女の賃金の差異について、「同一労働同一賃金」を原則としておりますが、正規雇用における主たる格差の要因は、管理職比率に表されるように相対的に賃金の高い役職における男女比率が異なることが挙げられます。また、非正規雇用における賃金格差の主たる要因は、高度な専門性や経験を必要とする職務に男性が多いことが挙げられます。５ 株式会社INPEX JAPANにおける「男性労働者の育児休業取得率」及び「労働者の男女の賃金の差異」は、出向元の提出会社で算出しています。６ 上記の会社を除く連結子会社については、「女性の職業生活における活躍の推進に関する法律」（平成27年法律第64号）及び「育児休業、介護休業等育児又は家族介護を行う労働者の福祉に関する法律」（平成３年法律第76号）の規定による公表義務の対象ではないため、記載を省略しております。 (4）労働組合の状況 特記する事項はありません。

４【関係会社の状況】名称住所資本金（百万円）主要な事業の内容議決権の所有（被所有）割合関係内容所有割合（％）被所有割合（％）役員の兼任等（名）業務受託営業上の取引等（子会社）●探鉱・開発・生産等㈱INPEX JAPAN東京都港区100日本国内における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売等100.00－－有(業務受託及び業務委託)当社は債務保証をしている。㈱INPEX西豪州ブラウズ石油（注）１同上3,350オーストラリア連邦における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売への事業資金供給等100.00－2有－INPEX Browse E&PPty Ltd（注）１、９オーストラリア連邦西オーストラリア州863,150千米ドルオーストラリア連邦における石油・天然ガスの探鉱100.00(100.00)－－無当社は債務保証をしている。INPEX Holdings Australia Pty Ltd（注）１同上8,921,953千米ドルオーストラリア連邦イクシスLNGプロジェクトにおける石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売・LNGプラントの建設・運営事業等への事業資金供給等100.00(100.00)－－無－INPEX Ichthys Pty Ltd（注）１、３同上804,456千米ドルオーストラリア連邦イクシスガス・コンデンセート田（WA-50-L/WA-51-L鉱区）における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00(100.00)－－無－INPEX Oil & GasAustralia Pty Ltd（注）１同上1,011,000千米ドルオーストラリア連邦プレリュードガス田ほか（WA-44-L鉱区）における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00(100.00)－－有－INPEX Cash Maple Pty Ltd同上153,591千米ドルオーストラリア連邦AC/RL7鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発100.00(100.00)－－無－㈱INPEXアルファ石油東京都港区8,014オーストラリア連邦WA-43-L鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00－3有－ジャパン石油開発㈱（注）２同上5,532アラブ首長国連邦アブダビ沖合上部ザクム油田、サター油田及びウムアダルク油田における石油の探鉱・開発・生産・販売100.00－2有当社は債務保証をしている。J0DCO Exploration Limited（注）１英国領ケイマン諸島219,272千米ドルアラブ首長国連邦アブダビ陸上ブロック４鉱区における石油の探鉱・開発51.00－－有当社は債務保証をしている。J0DCO Onshore Limited（注）２同上111千米ドルアラブ首長国連邦アブダビ陸上ADCO鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売65.76－－有－JODCO Lower ZakumLimited（注）１同上600,000千米ドルアラブ首長国連邦アブダビ沖合下部ザクム油田における石油の探鉱・開発・生産・販売100.00－－有－㈱INPEXサウル石油東京都港区4,600東チモール民主共和国のPSC TL-SO-T 19-12鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00－3有当社は債務保証をしている。㈱INPEXマセラ（注）１同上87,954インドネシア共和国アラフラ海マセラ鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発64.28－1有当社は債務保証をしている。 名称住所資本金（百万円）主要な事業の内容議決権の所有（被所有）割合関係内容所有割合（％）被所有割合（％）役員の兼任等（名）業務受託営業上の取引等㈱INPEX南マカッサル東京都港区10インドネシア共和国南マカッサル海域セブク鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00－1有－㈱INPEXコンソン同上10ベトナム社会主義共和国南部海上05-1b&1c鉱区における石油・天然ガスの探鉱・開発・生産・販売100.00－1有当社は債務保証をしている。㈱INPEXノルウェー同上100ノルウェー王国スノーレ油田ほかにおける石油の探鉱・開発・生産・販売への事業資金供給等50.51－1有－INPEX Idemitsu Norge ASノルウェー王国727,900千ノルウェークローネノルウェー王国スノーレ油田ほかにおける石油の探鉱・開発・生産・販売100.00(100.00)－－無当社は債務保証をしている。㈱INPEX南西カスピ海石油（注）１東京都港区53,594アゼルバイジャン共和国ACG油田における石油の探鉱・開発・生産・販売51.00－1有－㈱INPEX北カスピ海石油（注）１同上122,644カザフスタン共和国北カスピ海沖合鉱区における石油の探鉱・開発・生産・販売51.00－1有当社は債務保証をしている。INPEX Gas BritishColumbia Ltd.（注）１、４、５カナダブリティッシュコロンビア州1,043,488千カナダドルカナダブリティッシュコロンビア州ホーンリバー・コルドバ・リアード地域シェールガス鉱区における天然ガスの探鉱・開発・生産・販売45.09－－有当社は貸付をしている。●輸送・液化・販売等INPEX DLNGPL PTYLTDオーストラリア連邦西オーストラリア州10,001千米ドルバユ・ウンダンガス・コンデンセート田からオーストラリア連邦ダーウィンLNGプラントまでの海底ガスパイプライン敷設運営事業及びLNGプラントの建設運営事業を行うDarwin LNG社への出資事業100.00－－有－㈱INPEXパイプライン新潟県柏崎市100天然ガスの輸送及びパイプラインの保守・管理100.00(100.00)－－無－INPEX BTC Pipeline, Ltd.英国領ケイマン諸島63,800千米ドルアゼルバイジャン共和国バクー・ジョージア・トビリシ、トルコ共和国ジェイハンを結ぶオイルパイプラインの建設・運営事業への事業資金供給等100.00－1有－●発電・掘削・土木工事等INPEX Australia Mirai Energies Pty Ltd（注）１オーストラリア連邦西オーストラリア州2,111,842千米ドル豪州における再生可能エネルギーの開発・操業事業等への事業資金供給等100.00－－無－INPEX Renewable Energy Australia Pty Ltd（注）１同上562,373千豪ドル豪州における再生可能エネルギーの開発・操業事業等への事業資金供給等100.00(100.00)－－無－インペックスジオサーマルサルーラ㈱東京都港区10インドネシア共和国サルーラ地熱鉱区における地熱発電事業への事業資金供給等100.00－1有当社は債務保証をしている。㈱INPEX地熱開発同上6,315国内外における地熱発電事業の開発・管理100.00－1有－INPEX Europe Limited（注）１英国ロンドン市591,078千英ポンド欧州における洋上風力事業の開発・管理等100.00－－有－名称住所資本金（百万円）主要な事業の内容議決権の所有（被所有）割合関係内容所有割合（％）被所有割合（％）役員の兼任等（名）業務受託営業上の取引等●その他INPEX FINANCIAL SERVICES SINGAPORE PTE. LTD.（注）１シンガポール共和国4,146,000千米ドル当社グループ内ファイナンス業務及びプロジェクトの財務業務サポート100.00－1有当社は債務保証をしている。●海外生産原油販売等INPEX Energy Trading Singapore Pte. Ltd.シンガポール共和国101,738千米ドル石油・天然ガスの売買等100.00－－有(業務受託及び業務委託)当社は債務保証をしている。その他57社（関連会社等）MI Berau B.V.オランダ王国アムステルダム市338,601千米ドルインドネシア共和国西パプア州ベラウ鉱区及びタングーLNGプロジェクトにおける天然ガスの探鉱・開発・生産・販売44.00－－有当社は債務保証をしている。Ichthys LNG Pty Ltd（注）８オーストラリア連邦西オーストラリア州4,506,860千米ドルオーストラリア連邦イクシスガス・コンデンセート田からダーウィンの陸上LNGプラントまでの海底ガスパイプラインの敷設運営事業並びにLNGプラントの建設運営事業及びLNG・液化石油ガス・コンデンセートの販売67.82(67.82)－－有当社は債務保証をしている。Potentia Energy Group Pty Ltdオーストラリア連邦ニューサウスウェールズ州100豪ドル豪州における再生可能エネルギーの開発・操業事業等50.00(50.00)－－無当社は債務保証をしている。PT Medco Geopower Sarullaインドネシア共和国ジャカルタ市143,003千米ドルインドネシア共和国サルーラ地熱鉱区における地熱発電事業への事業資金供給等49.00(49.00)－－無－PT Supreme Energy Muara Laboh同上74,758千米ドルインドネシア共和国ムアララボ地熱鉱区における地熱発電事業の開発・管理30.00(30.00)－－無－PT Supreme Energy Rantau Dedap同上184,026千米ドルインドネシア共和国ランタウ・ドゥダップ地熱鉱区における地熱発電事業の開発・管理20.00(20.00)－－無－首都圏CCS㈱（注）８千葉県千葉市175首都圏CCS事業におけるCO2の輸送・貯留85.00－－有(業務受託及び業務委託)当社は債務保証をしている。その他23社 （注）１ 特定子会社であります。 ２ ジャパン石油開発㈱及びJODCO Onshore Limitedについては、売上収益（連結会社間の内部売上収益を除く。）の連結売上収益に占める割合が100分の10を超えております。IFRSに基づいて作成された主要な損益情報等は、以下のとおりであります。 （単位：百万円） ジャパン石油開発㈱JODCO OnshoreLimited① 売上収益579,882409,306② 税引前利益373,211255,869③ 当期利益46,63125,778④ 資本合計346,208256,653⑤ 資産合計459,307379,326３ INPEX Ichthys Pty Ltdについては売上収益（連結会社間の内部売上収益を除く。）の連結売上収益に占める割合が100分の10を超えておりますが、同社の所属する「海外O&G－イクシスプロジェクト」セグメントの売上収益に占める同社の売上収益（セグメント間の内部売上収益又は振替高を含む。）の割合が100分の90を超えるため、主要な損益情報等の記載を省略しております。４ 持分は、100分の50以下でありますが、実質的に支配しているため子会社としております。５ 債務超過会社であり、債務超過額は127,780百万円であります。６ 「議決権の所有割合」の欄の（ ）内は間接所有割合で内数となっております。７ 関連会社等には、共同支配企業を含んでおります。８ 持分は、100分の50超でありますが、共同支配企業であるため関連会社等としております。９ 2025年11月25日付の臨時報告書に記載のとおり、INPEX Browse E&P Pty Ltdは残務が完了次第解散する方針を決定し、特定子会社に該当しないこととなる予定ですが、2025年12月31日時点で会社解散に至っていないため、特定子会社として掲載しております。

３【配当政策】 当社は、2025年２月13日公表の「2025-2027 中期経営計画」でお示しした株主還元方針において、2025年度から2027年度の中期経営計画期間中は、１株当たり年間90円を起点とする累進配当による安定的な還元に加え、事業環境や財務・経営状況を踏まえつつ機動的な自己株式取得も行うことで総還元性向50％以上を目指し、業績の成長にあわせて株主還元を強化していくことを基本方針としております。 上記基本方針を踏まえ、当事業年度の剰余金の配当につきまして、普通株式の期末配当金は１株当たり50円とすることとし、2026年３月27日開催の定時株主総会で決議される予定です。この結果、中間配当金の１株当たり50円とあわせると、年間配当金は１株当たり100円となる予定です。また、甲種類株式（非上場）の期末配当金は１株当たり20,000円とすることとしており、同総会で決議される予定です。中間配当金の１株当たり20,000円とあわせ、年間配当金は１株当たり40,000円となる予定です。 なお、2013年10月１日を効力発生日として普通株式１株につき400株の割合で株式分割を行っておりますが、甲種類株式につきましては、株式分割を実施致しておりません。これに伴い、甲種類株式の配当については、当該株式分割前の普通株式と同等になるよう、定款で定めております。 また、当社は会社法第454条第５項に規定する中間配当を行うことができる旨を定款に定めております。毎事業年度における剰余金の配当の回数は、中間配当及び期末配当の年２回を基本的な方針としております。配当の決定機関は、中間配当は取締役会、期末配当は株主総会であります。 なお、第20期の剰余金の配当は以下のとおりであります。決議年月日株式の種類配当金の総額（百万円）１株当たり配当額（円）2025年８月８日取締役会決議普通株式59,921（注）１50甲種類株式020,0002026年３月27日定時株主総会決議（予定）普通株式58,320（注）２50甲種類株式020,000（注）１．配当金の総額には、役員報酬BIP信託が保有する株式に対する配当金51百万円が含まれます。２．配当金の総額には、役員報酬BIP信託が保有する株式に対する配当金50百万円が含まれます。

６【研究開発活動】 当社グループでは、「INPEX Vision 2035」及び「2025-2027 中期経営計画」を踏まえ、より低炭素なエネルギーの安定的な供給と、持続可能で地球環境に配慮した「責任あるエネルギー・トランジション」を目指し、主要エネルギー供給事業者としての責務を果たすために、事業の基盤となる技術、更には新事業開発の先鋒としての技術の在り方・方向性と将来達成すべき目標を「INPEX技術戦略」にまとめました。また、当社技術研究所に「INPEX Research Hub for Energy Transformation」(略称「I-RHEX（アイレックス）」)を2022年４月に新設したうえで、2024年１月の組織改編で設置したイノベーション本部の下に配置し、ネットゼロ分野の研究開発を進めております。また、2025年４月には、全社における専門技術の集約・向上と技術支援機能の強化を図ることを目的として技術統括本部を設置し、技術的課題の解決に取り組んでおります。当連結会計年度の研究活動費の総額は131億円となりました。主な研究開発関連活動は以下のとおりであります。 (1) 水素・アンモニア 当社は、2050年のネットゼロ社会の実現に向け、低炭素ソリューション事業本部を中心として水素・アンモニア事業に注力しております。 取組みの一つとして、新潟県柏崎市にてブルー水素・アンモニア製造実証試験を進めており、2025年に試運転作業を開始し、2026年内の実証運転開始を目指しております。本実証試験では、天然ガスを原料として年間700トンの水素を製造し、その一部をアンモニア製造に使用、残りを水素発電に使用するとともに、副次的に発生するCO2を既にガス生産を終了した東柏崎ガス田平井地区の貯留層へ圧入するという計画です。なお、本実証試験のうち、水素・アンモニアの製造及びCO2回収については、国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（New Energy and Industrial Technology Development Organization、以下「NEDO」という。）で採択された助成事業（※１）として、また、CO2の地中貯留の実施と評価については、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構（Japan Organization for Metals and Energy Security、以下「JOGMEC」という。）との共同研究（※２）として実施しております。 また、水素サプライチェーンの重要要素である輸送・貯蔵技術については、イノベーション本部I-RHEXの技術課題の一つとして研究開発しています。※１ NEDO課題設定型産業技術開発費助成事業「燃料アンモニア利用・生産技術開発／ブルーアンモニア製造に係る技術開発」※２ 「天然ガス利用等における低炭素化を目的とした国内枯渇油ガス田を活用した CO2貯留可能量把握に関する実証試験」 (2) CCS/CCUS（Carbon dioxide Capture and Storage/ Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage） CCSを構成する技術のうちCO2貯留技術に関しては、2016年度から二酸化炭素地中貯留技術研究組合に参画し、大規模CO2圧入・貯留の安全管理技術の開発・実証に取り組んでおります。また、公益財団法人地球環境産業技術研究機構（RITE）を通じてCO2-EOR（CCUS）を含むCO2地下貯留の国際基準（ISO/TC265）策定活動に積極的に貢献すると共に、日本CCS調査株式会社（JCCS）の株主として日本国内におけるCCS実証プロジェクトに参加しております。 これらCCS/CCUS事業を安全かつ効率的に推進するため、CO2地下貯留層及び遮蔽層のモニタリング手法の開発、日本国内の地質特徴を加味した遮蔽層の健全性評価、地下貯留層に対するCO2圧入性評価、CO2地下貯留によるCO2鉱物化の評価手法の開発等の研究開発を進めております。 (3) メタネーション 当社は、2021年10月に新潟県長岡市の株式会社INPEX JAPAN長岡鉱場越路原プラントにて生産されるガスに随伴して排出されるCO2を利用した400 Nm3-CO2/hのメタネーション実用化技術開発事業（※３）を開始し、2026年内に既存パイプラインへ合成メタンを注入するという予定で、実証プラントの運転を開始しております。将来的には、大型化に向けた技術開発及びスケールアップを行い、当社のパイプラインで供給することを目指しております。※３ NEDO課題設定型産業技術開発費助成事業「カーボンリサイクル・次世代火力発電等技術開発／CO2排出削減／有効利用実用化技術開発／気体燃料へのCO2利用技術開発／大規模なCO2-メタネーションシステムを用いた導管注入の実用化技術開発」 (4) CO2回収・DAC（Direct Air Capture）、E Fuel イノベーション本部I-RHEXの主要研究テーマとしてCCSに関連して、CO2回収の効率化、船上CO2回収技術の開発、新コンセプトに基づくDAC技術の開発、CO2輸送技術の開発を実施しており、これらを通じ効率的なCCSサプライチェーン構築を目指しています。 また、国内大学との共同研究を通じFT（Fischer-Tropsch）合成によるE Fuel製造の研究開発も進めております。 (5) 石油・天然ガス エネルギー構造の変革期においても引き続きエネルギーの安定供給の責任を果たし、事業の強靭化・クリーン化を推進するため、国内外の大学・研究機関・企業と連携を図りつつ研究開発を進めております。 在来型油ガス田の開発・生産に関する既保有技術の維持・向上の為に、具体的には、油井管やパイプラインの腐食防食技術の研究開発、ならびに次世代のEOR技術として難条件下でのEOR技術研究開発を進めております。 (6) DX 当社グループが関与する事業においてデジタル技術を最大限に活用し、生産・供給体制及び内外のステークホルダーに新たな付加価値を提供してまいります。具体的には以下を進めております。① 油ガス田開発分野では、地震探査データ処理・解釈や貯留/シール層の岩相・化石種の自動判定等、地下評価への機械学習適用の取り組みを通じて作業効率の最大化と高精度化を進めております。② 油ガス生産・処理施設の操業・保全分野では、デジタル/AI技術活用によるメンテナンス記録の分析・効率化、生産施設の省人化・無人化施策推進、IOTセンサーによるリモート監視、ロボットを利用した腐食状況検査等に取り組んでおります。③ CCS/CCUS分野では、機械学習を活用した貯留層流動シミュレーターの高速代替ツールの整備やCCSデータモニタリングシステム構築等を進めております。

２【主要な設備の状況】 当連結会計年度末現在の主要な設備の状況は以下のとおりであります。(1）提出会社事業所名（所在地）セグメントの名称設備の内容帳簿価額（百万円）従業員数（名）建物及び構築物機械装置及び運搬具土地(面積千㎡)坑井その他合計本社事務所等（東京都港区他）（注）４－事務所福利厚生施設3,342651,355－1,1255,889831〔1,606〕（4）［55］技術研究所（東京都世田谷区）－研究設備4802262,123－5623,39258（8）［10］（注）１ 帳簿価額は、日本基準に基づく個別財務諸表の帳簿価額を記載しております。２ 帳簿価額のうち「その他」には、工具器具及び備品、建設仮勘定を含んでおります。３ 当連結会計年度末時点で休止中の主要な設備はありません。４ 上記中〔 〕内は連結会社以外からの賃借設備にかかる賃借料で、外数であります。５ 従業員数の［ ］は、臨時雇用者で、外数であります。 (2）国内子会社会社名事業所名（所在地）セグメントの名称設備の内容帳簿価額（百万円）土地面積（千㎡）従業員数（名）石油・ガス資産合計探鉱・評価資産開発・生産資産販売用資産㈱INPEX北カスピ海石油－（東京都港区他）（注）３、６海外O&G－その他のプロジェクト生産施設等－483,858－483,858－10［5］㈱INPEX JAPAN東日本鉱業所他新潟県新潟市中央区他（注）４、６国内O&G生産施設等－118,476125,839244,3151,045590［16］ジャパン石油開発㈱－（東京都港区他）（注）５、６海外O&G－その他のプロジェクト生産施設等－235,963－235,963－86［2］（注）１ 帳簿価額は、IFRSに基づく金額を記載しております。２ 当連結会計年度末時点で休止中の主要な設備はありません。３ ㈱INPEX北カスピ海石油の生産施設等はカザフスタン共和国北カスピ海沖合鉱区での生産に関わる生産施設等の同社権益比率（7.56％）持分であり、その帳簿価額を掲記しております。４ ㈱INPEX JAPANの生産設備等には、㈱INPEXパイプライン（子会社）に保守・管理を委託のうえ貸与している販売用資産125,839百万円、土地233千㎡が含まれております。５ ジャパン石油開発㈱の生産施設等は主としてアラブ首長国連邦アブダビ沖合海上鉱区での生産に関わる生産施設等の同社権益比率（12～40％）持分であり、その帳簿価額を掲記しております。６ 従業員数は、提出会社からの出向者を含んで表示しております。７ 従業員数の［ ］は、臨時雇用者で、外数であります。 (3）在外子会社会社名事業所名（所在地）セグメントの名称設備の内容帳簿価額（百万円）土地面積（千㎡）従業員数（名）石油・ガス資産合計探鉱・評価資産開発・生産資産販売用資産INPEX Ichthys Pty Ltd－（オーストラリア連邦西オーストラリア州）（注）３、５海外O&G－イクシスプロジェクト生産施設等－1,770,688－1,770,6884,510－［－］JODCO Onshore Limited－（英国領ケイマン諸島）（注）４、５海外O&G－その他のプロジェクト生産施設等－283,438－283,438－－［－］（注）１ 帳簿価額は、IFRSに基づく金額を記載しております。２ 当連結会計年度末時点で休止中の主要な設備はありません。３ INPEX Ichthys Pty Ltdの生産施設等はオーストラリア連邦WA-50-L/WA-51-L鉱区（イクシスガス・コンデンセート田）での生産に関わる生産施設等の同社権益比率（67.82％）持分であり、その帳簿価額を掲記しております。４ JODCO Onshore Limitedの生産施設等はアラブ首長国連邦アブダビ陸上鉱区での生産に関わる生産施設等の同社権益比率（５％）持分であり、その帳簿価額を掲記しております。５ 従業員数は、提出会社からの出向者を含んで表示しております。６ 従業員数の［ ］は、臨時雇用者で、外数であります。

（３）【監査の状況】① 監査役監査の状況（組織及び人員） 当社は監査役制度を採用し、５名の監査役により監査役会を構成し、うち４名は社外監査役であります。 これらの社外監査役４名は、当社の事業や財務・税務・国際金融・経営等の分野に関する豊富な経験と知識を有しており、それらを監査業務に活かしております。 また、監査役の職務遂行を補助するため、執行部門から独立した組織である監査役室を設置し、これに必要な適正な知識、能力を有する専任の使用人を３名配置しております。 （監査役及び監査役会の活動状況）ａ）当事業年度に開催した監査役会と個々の監査役の出席状況 当事業年度は合計18回開催し、以下のとおり全監査役がすべての監査役会に出席しております。役職氏名当事業年度の取締役会出席率当事業年度の監査役会出席率常勤監査役川村 明男100% (15/15回)100% (18/18回)常勤監査役（社外）刀禰 俊哉100% (15/15回)100% (18/18回)常勤監査役（社外）麻生 憲一100% (15/15回)100% (18/18回)監査役（社外）秋吉 満100% (15/15回)100% (18/18回)監査役（社外）木場 弘子100% (15/15回)100% (18/18回) ｂ）監査役会の活動状況 監査役会は、原則として取締役会開催同日に月次で開催されるほか、必要に応じて開催されております。監査役会は、監査計画を含む法定事項などを決議するほか、内部監査部門及び会計監査人からその職務の執行状況について報告を受け、必要に応じて説明を求めております。また、監査役間で、監査活動で把握した課題等につき情報共有を図るとともに、必要に応じて議論を行なっております。 監査役会での主な決議・報告事項 主な内容決議・審議事項会計監査人の解任又は不再任の決定方針、会計監査人とのKAMに関する協議、監査報告書の作成、会計監査人の再任、監査役報酬、監査役監査計画、会計監査人の非保証業務に対する包括了解、会計監査人の報酬同意等報告事項内部監査部門の内部監査計画・報告、監査役の往査・出張報告、会計監査人からの中間財務諸表の期中レビュー結果及び監査結果報告、財務報告に係る内部統制監査報告、コンプライアンス関係等 ｃ）監査役の活動状況 各監査役は、監査役会が定めた監査役監査の基準に準拠し、監査計画に従い、取締役、内部監査部門その他の使用人等と意思疎通を図り、情報の収集及び監査の環境整備に努めるとともに、取締役会その他重要な会議に出席し、必要に応じて議案に関する説明の聴取や意見陳述を行っております。 また、定期的に代表取締役との意見交換を目的とした会合を開催し、経営方針の進捗状況や内部統制システムの構築・運用状況等を確認しているほか、各取締役の業務執行状況を把握するため、ヒアリングを定例化しております。 常勤監査役は、これらに加え、週１回ないし適宜開催される経営会議及び適宜開催されるコンプライアンス委員会への出席、稟議書の閲覧等による情報収集を行い、必要に応じて担当部署に対するヒアリング、担当部署からの報告等を受けております。 さらに、常勤監査役は、コンプライアンス担当役員より、内部通報の内容及びその対応について速やかに報告を受けております。 監査役と会計監査人等との連携状況は、以下のとおりです。（ⅰ）監査役と会計監査人の連携状況 監査役は、会計監査人との定例会合及び随時会合において、会計監査に関する報告、中間財務諸表の期中レビュー結果、監査結果報告及び財務報告に係る内部統制監査の報告を受けるとともに、テーマ毎の会合（年10回程度）を持ち、監査上の重要ポイントについての意見交換を行い、当社の現状について幅広く情報収集できるようにしております。 （ⅱ）監査役と内部監査部門の連携状況 監査役は、内部監査部門（監査ユニット）の年度監査計画の策定に際して意見交換を行い、監査ユニットが実施した内部監査の報告を四半期毎に受けております。さらに、常勤監査役は、監査ユニットが実施した内部監査、財務報告に係る内部統制評価の状況等について随時報告を受けられるよう、年10回程度の定例会議を開催する等、監査ユニットと日ごろより連絡を密にしております。 （ⅲ）監査役と社外取締役の連携状況 社外取締役と定期会合を持ち、当社の現状について幅広く意見交換をすることで適切な連携を確保しております。 監査役は、これらの活動を通じて、経営全般及び個別案件に関して取締役の職務の執行を監査しております。 ② 内部監査の状況ａ）内部監査の体制 業務執行部門から独立した内部監査部門として社長直属の監査ユニット（2026年３月26日有価証券報告書提出日現在で専任15名）を設置しております。 監査ユニットは、当社及びグループ会社の経営諸活動の全般にわたる内部統制の整備・運用状況について内部監査を通じて検証し、改善すべき事項等を識別しております。改善すべき事項はその是正完了までフォローし、さらに重要な事項については内容を社内各部門にも共有することにより、内部統制の有効性の維持・向上に貢献しております。 ｂ）内部監査のレポーティングライン 年度監査計画の立案に際しては、監査役との意見・情報交換を行い、社長の承認を得た後に取締役会に対しても報告を行っております。また、監査結果は社長、取締役会、監査役会及び常勤監査役へ報告し、会計監査人とも共有しております。 ｃ）専門性の確保と監査品質の継続的改善 内部監査に従事する者の専門性を確保するため、監査ユニットでは内部監査関連の資格取得や社外講座の積極的な受講を奨励しており、複数の公認内部監査人（CIA）有資格者を擁しております。内部監査の実施に際して求められる能力や経験を一覧にした「スキルマップ」を所属員毎に作成・更新しており、教育訓練計画の立案や、各人の経験・専門性に応じた業務の割り当てに活用しております。 また、内部監査の品質を継続的に改善するために、独立した外部の評価者による外部品質評価を最低でも５年に１度実施することを定めております。 ③ 会計監査の状況ａ）監査法人の名称EY新日本有限責任監査法人ｂ）継続監査期間50年間ｃ）業務を執行した公認会計士山崎 一彦髙橋 聡清水 幹雄諸貫 健太郎ｄ）監査業務に係る補助者の構成 当社の会計監査業務に係る補助者は、公認会計士22名、会計士試験合格者等10名、その他29名であります。ｅ）監査法人の選定方針と理由 監査役会は、監査法人を適切に評価し、選定するための基準を策定しております。当期は、この基準に基づく評価を行った結果、EY新日本有限責任監査法人を会計監査人として再任しております。 また、監査役会は、会社法第340条に基づき会計監査人を解任するほか、会計監査人の職務の執行に支障がある場合等必要があると判断した場合は、会計監査人の解任又は不再任に関する議案の内容を決定し、当社取締役会は当該議案を株主総会に提出することとしております。 なお、新たに監査法人を選定する場合には、上記の基準に基づき、監査法人の品質管理体制及び独立性等をはじめ、監査チームの編成等の監査の実施体制等に関する事項を十分に検討した上で、適切に選定することとしております。ｆ）監査役及び監査役会による監査法人の評価 監査役会は、監査法人を適切に評価するための基準に基づき、監査法人の評価を行いました。評価に当っては、期中にわたる随時のヒアリングにより、監査法人の品質管理体制、監査チームの独立性・専門性、職務遂行体制、監査計画の策定・実施状況、監査結果の説明等の点で、監査の業務品質が十分に確保されているかどうかを検討しました。 その結果、監査業務の品質は十分に確保され、適切な水準にあるものと評価しました。 ④ 監査報酬の内容等ａ）監査公認会計士等に対する報酬区分前連結会計年度当連結会計年度監査証明業務に基づく報酬（百万円）非監査業務に基づく報酬（百万円）監査証明業務に基づく報酬（百万円）非監査業務に基づく報酬（百万円）提出会社380－344－子会社93411430計473445930 （前連結会計年度）子会社における非監査業務の内容は、コスト証明業務等であります。 （当連結会計年度）子会社における非監査業務の内容は、コスト証明業務等であります。 ｂ）監査公認会計士等と同一のネットワークファームに対する報酬（ａを除く）区分前連結会計年度当連結会計年度監査証明業務に基づく報酬（百万円）非監査業務に基づく報酬（百万円）監査証明業務に基づく報酬（百万円）非監査業務に基づく報酬（百万円）提出会社－18－9子会社148150148160計148169148170 （前連結会計年度）当社及び子会社における非監査業務の内容は、税務関連業務等であります。 （当連結会計年度）当社及び子会社における非監査業務の内容は、税務関連業務等であります。 ｃ）その他重要な報酬の内容 該当事項はありません。 ｄ）監査報酬の決定方針 監査報酬は、監査計画・監査日数等を総合的に勘案し、監査役会の同意を得た上で、決定しております。 ｅ）監査役会が会計監査人の報酬等に同意した理由 監査役会は、会計監査人の監査計画の内容、会計監査の職務執行状況及び報酬見積りの算出根拠などを確認し、検討した結果、会計監査人の報酬等について、監査品質の確保等の観点から妥当なものと認められることから、会社法第399条第１項の同意をしました。

（５）【株式の保有状況】 当社及び連結子会社のうち、投資株式の貸借対照表計上額（投資株式計上額）がもっとも大きい会社（最大保有会社）である当社については以下のとおりであります。 なお、当事業年度において、最大保有会社である当社の投資株式計上額が連結貸借対照表計上額の３分の２を超えているため、次に投資株式計上額が大きい会社の開示は行っておりません。 ① 投資株式の区分の基準及び考え方 投資株式のうち、専ら株式の価値の変動又は株式に係る配当によって利益を受けることを目的として保有する株式を「純投資目的株式」として、株式の価値の変動による利益、株式に係る配当による利益、持続的な成長と中長期的な企業価値の向上を目的に、良好な取引関係の維持、事業の円滑な推進及び事業機会の創出を図るため、株式の保有が必要と判断される法人の株式を「純投資目的以外の株式」として、区分しています。 ② 保有目的が純投資目的以外の目的である投資株式ａ．保有方針及び保有の合理性を検証する方法並びに個別銘柄の保有の適否に関する取締役会等における検証の内容 取締役会において、毎年、個別の政策保有株式について保有目的が適切か、保有に伴う便益やリスクが資本コストに見合っているか等を具体的に精査し、保有の適否を検証します。その結果、保有の必要性が低下したと判断した場合には、縮減します。 ｂ．銘柄数及び貸借対照表計上額 銘柄数（銘柄）貸借対照表計上額の合計額（百万円）非上場株式3111,828非上場株式以外の株式46,595 （当事業年度において株式数が増加した銘柄） 銘柄数（銘柄）株式数の増加に係る取得価額の合計額（百万円）株式数の増加の理由非上場株式2332事業推進等のため非上場株式以外の株式－－－（注）株式数が増加した銘柄には、株式分割による変動を含んでおりません。 （当事業年度において株式数が減少した銘柄） 銘柄数（銘柄）株式数の減少に係る売却価額の合計額（百万円）非上場株式－－非上場株式以外の株式1－ ｃ．特定投資株式及びみなし保有株式の銘柄ごとの株式数、貸借対照表計上額等に関する情報特定投資株式銘柄当事業年度前事業年度保有目的、業務提携等の概要、定量的な保有効果及び株式数が増加した理由当社の株式の保有の有無＊１株式数（株）株式数（株）貸借対照表計上額（百万円）貸借対照表計上額（百万円）石油資源開発㈱3,565,2653,565,265同社は当社グループの中核事業である石油・天然ガス開発事業を主体として営んでおり、一部のプロジェクトを共同で推進しています。同社との事業上の関係の円滑化のために株式を保有しています。当社は保有株式について、保有目的が適切か、配当、取引額、事業機会の可能性等の保有に伴う便益やリスクが資本コストに見合っているか等を具体的に精査し、保有の適否を検証のうえ、保有しています。定量的な保有効果については記載が困難でありますが、上記の方針及び検証により十分な保有の合理性があると判断しています。有5,5974,046京葉瓦斯㈱＊2450,000150,000同社は当社グループの主要顧客の一つであり、当社グループのプロジェクトで生産する天然ガスを販売しています。現在の良好な取引関係を維持することを目的として株式を保有しています。当社は保有株式について、保有目的が適切か、配当、取引額、取引関係の維持・拡大等の保有に伴う便益やリスクが資本コストに見合っているか等を具体的に精査し、保有の適否を検証のうえ、保有しています。定量的な保有効果については記載が困難でありますが、上記の方針及び検証により十分な保有の合理性があると判断しています。有531398静岡ガス㈱300,000300,000同社は当社グループの主要顧客の一つ及び天然ガス仕入先の一つであり、当社グループのプロジェクトで生産するLNGを同社に販売し、また、同社から天然ガスを購入しています。現在の良好な取引関係を維持することを目的として株式を保有しています。当社は保有株式について、保有目的が適切か、配当、取引額、取引関係の維持・拡大等の保有に伴う便益やリスクが資本コストに見合っているか等を具体的に精査し、保有の適否を検証のうえ、保有しています。定量的な保有効果については記載が困難でありますが、上記の方針及び検証により十分な保有の合理性があると判断しています。有360321 銘柄当事業年度前事業年度保有目的、業務提携等の概要、定量的な保有効果及び株式数が増加した理由当社の株式の保有の有無＊１株式数（株）株式数（株）貸借対照表計上額（百万円）貸借対照表計上額（百万円）Ｋ＆Ｏエナジーグループ㈱28,00028,000同社グループには当社と事業を共同で推進している会社と当社グループの主要顧客の一つである会社が属しており、後者には当社グループのプロジェクトで生産する天然ガスを販売しています。現在の良好な事業上及び取引上の関係を維持することを目的として株式を保有しています。当社は保有株式について、保有目的が適切か、配当、取引額、取引関係の維持・拡大等の保有に伴う便益やリスクが資本コストに見合っているか等を具体的に精査し、保有の適否を検証のうえ、保有しています。定量的な保有効果については記載が困難でありますが、上記の方針及び検証により十分な保有の合理性があると判断しています。無106105（注）＊１ 当社保有銘柄企業による保有の有無を示しています。（注）＊２ 期中に発生した株式分割を反映しています。 ③ 保有目的が純投資目的である投資株式区分当事業年度前事業年度銘柄数（銘柄）貸借対照表計上額の合計額（百万円）銘柄数（銘柄）貸借対照表計上額の合計額（百万円）非上場株式－－－－非上場株式以外の株式－－24,956 区分当事業年度受取配当金の合計額（百万円）売却損益の合計額（百万円）評価損益の合計額（百万円）非上場株式－－－非上場株式以外の株式1346,449－ ④ 当事業年度に投資株式の保有目的を純投資目的から純投資目的以外の目的に変更したもの 該当なし ⑤ 当事業年度の前４事業年度及び当事業年度に投資株式の保有目的を純投資目的以外の目的から純投資目的に変更したもの銘柄株式数（株）貸借対照表計上額（百万円）変更した事業年度変更の理由及び変更後の保有又は売却に関する方針東京瓦斯㈱＊３－－2025継続保有の必要性の低下等のため（注）＊３ 当事業年度中にすべての株式を売却しております。

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。