INPEX CORPORATION

油价及海外事业中的天然气价格会因国际供需、世界经济、产油国方针等因素而大幅波动，对本公司集团的销售额及利润产生重大影响。据测算，油价每变动1美元/桶，2026年12月期的损益将年增减55亿日元，且随着向净零排放转型的推进，需求下行压力也随之加大。公司已采取部分对冲措施，但并不能覆盖所有风险，无法完全消除价格波动带来的影响。

本公司集团海外事业相关的收入·支出主要以美元计价，日元升值时以日元计的销售额·利润将减少。据测算，美元兑日元汇率每变动1日元，2026年12月期的损益将年增减30亿日元。公司已采取部分对冲措施，但并不能覆盖全部汇率风险。

2025年度按地区划分的产量构成比例中，澳大利亚·东南亚地区约占40％，阿布扎比·欧亚等地区约占54％，两地区合计占据大部分份额，对特定地区·矿区的依赖程度较高。若Ichthys气田·凝析油田或阿布扎比海上·陆上油田等主要矿区出现作业困难等问题，可能对本公司集团业绩造成重大不利影响。为分散风险，公司正致力于在5个核心区域实现地理分散布局，但目前集中度风险依然存在。

本公司集团在日本境外开展大量石油·天然气开发业务，产油国的政治·经济·社会形势变化、法律制度·税制变动、OPEC+成员国的限产措施、国际纠纷等因素可能对业务及业绩造成重大影响。产油国政府也可能以开发成本上升等为由要求变更石油合同的经济条款。公司已制定国家风险管理指引，对高风险国家设定累计投资余额上限等，实施相应管理。

作为海外业务前提的矿区权益合同大多设有期限，若未能延长·续约，或以不利条件（权益比例减少等）续约，可能对业绩产生不利影响。天然气长期销售·供应合同同样存在期限，若未能延长或销售数量减少，亦存在相应风险。公司方针是与合作伙伴共同努力争取延长·续约，但视与产油国国营石油公司等谈判结果，现有合同存在失效的可能性。

在勘探、开发、生产、运输各环节均存在发生操作事故·灾害的风险，自然灾害或网络攻击导致的信息系统故障可能引发停产。若发生环境事故（土壤·大气·海洋污染等），可能产生修复费用、民事·刑事·行政程序费用及损害赔偿等。公司已制定应急预案·业务连续性计划（BCP），运营信息安全委员会，并通过HSE管理体系进行管理，但财产保险也未必能弥补全部损失。

勘探活动未必总能发现具备商业开采规模的资源，即便凭借近年的技术进步，发现概率仍然相当低。若判定为干井，将计入勘探费用；若商业采算性预期受损，将计提减值损失，从而对业绩造成不利影响。公司在勘探、开发、生产各阶段资产的整体平衡中开展投资活动，但技术性·经济性风险始终存在。

随着全球为实现《巴黎协定》目标而推进温室气体减排，若向净零排放的转型速度超出本公司预期，可能导致石油·天然气需求下行、储量减少。环境相关法规·规则的变更·强化可能带来额外的应对措施及费用负担，也可能因所持业务资产盈利能力下降而产生减值损失。公司依据TCFD建议对风险进行识别、评估与管理，但无法完全消除转型风险的影响。

依据经济产业大臣所持有的甲种类股票，董事的选任·解任、重要资产处置、章程变更、合并、解散等重大事项均需经甲种类股东大会批准决议，经济产业大臣的判断可能限制经营自由度。国家政策层面的考量可能与本公司及普通股东的利益相冲突，若否决权实际被行使，可能影响普通股的市场价格。此外，经济产业大臣所持有的普通股（约占已发行普通股的23.74％）如在市场上出售，也可能对股价产生影响。

大型LNG项目的开发需要巨额投资，从勘探·开发投资到资金回收需要长达10年以上的时间。政府许可审批延迟、意外的地质问题、油气价格及汇率波动、设备物资市场价格上涨、长期销售合同未达成一致导致最终投资决定推迟等因素，均可能导致开发进度延迟或经济性受损。经济金融形势的变化也可能影响融资安排的内容，公司通过IVAS审查委员会开展经济性·风险评估以应对上述风险。