INPEX
SOTP（PER方式）／ FY26会社予想 上方修正反映版
Ticker:1605
基本情報
SOTPモデル（PER方式）について：
INPEXはセグメント利益を「親会社の所有者に帰属する当期利益」で開示。
セグメント利益は税後・金融費用後のため、純利益×PERで直接Equity Valueが得られ、ネット有利子負債の別途控除は不要です。
本モデルではFY25実績／FY26会社予想の各シナリオを切替可能。
Q1 FY26 ACTUAL (2026年1-3月 / 参考)
| セグメント | Q1 FY26 | Q1 FY25 | YoY | 年換算(×4) |
|---|---|---|---|---|
| 国内O&G | 19.7 | 113.4 | ▲82.6% | 78.7 |
| イクシス | 703.4 | 741.7 | ▲5.2% | 2,813.7 |
| その他海外 | 351.0 | 355.7 | ▲1.3% | 1,404.1 |
| その他 | ▲14.8 | ▲1.7 | ― | ▲59.2 |
| 調整額 | 34.8 | 53.9 | ― | 139.4 |
| 連結NI（億円） | 1,094.1 | 1,262.9 | ▲13.4% | 4,376.6 |
※ Q1はBrent平均約$67/¥157環境。通期はBrent中位$76.5/¥155前提で¥4,000億円目線。
国内O&Gは販売単価10.8%下落と発電量大幅減（51→6百万kWh）でQ1異常値。
現在株価（円）
発行済株式数（百万株）※自己株控除後
FY26Q1末: 1,259M − 自己株96.9M = 1,162M
計算手法：
各セグメントの「親会社帰属純利益 × PER倍率」で株主価値（≒理論時価総額）を算出。
FY26Q1末時点で自己株式は93.7M→96.9M株まで増加（Q1単独で¥99.75億円買戻し）。
累進配当方針 ＋ 総還元性向50%以上 目標。
シナリオプリセット
FY25実績／FY26会社予想（下限・中位・上限）を切替えてセグメント値を一括設定。クリック後も手動調整可。
FY25 実績
¥3,937B
Brent $71
FY26E 下限
¥3,500B
Brent $70
FY26E 中位
¥4,000B
Brent $76.5
FY26E 上限
¥4,500B
Brent $83
セグメント別評価
国内 O&G
南長岡ガス田、直江津LNG基地等。国内天然ガス供給が中心。
FY25実績¥224億円。FY26Q1は¥19.7億円とガス価格下落で大幅減益。通期はガス需要期回復見込み。
セグメント純利益（億円）
PER 倍率（倍）
推奨: 8〜12倍（東京ガス ~11倍、大阪ガス ~10倍）
海外 O&G — イクシスプロジェクト
豪州の巨大LNGプロジェクト。全社利益の約7割を稼ぐ心臓部。長期契約メインだが油価変動の影響大。
FY25実績¥2,708億円。FY26Q1は¥703億円（前年比▲5.2%）と安定推移。
FY25のイクシス利益に含まれる¥347億円の非経常利益（INPEX Holdings Australia有償減資に伴う在外活動体換算差額振替）。
FY25シナリオではON推奨、FY26シナリオでは同種の一時利益がないためOFF推奨。
セグメント純利益（億円）
一時利益控除額（億円）
PER 倍率（倍）
推奨: 9〜14倍（Woodside ~9倍、ConocoPhillips ~12倍、TotalEnergies ~8倍）
海外 O&G — その他のプロジェクト
アブダビ油田権益、豪州（イクシス除く）、東南アジア、欧州等。多地域分散ポートフォリオ。
FY25実績¥1,317億円。FY26Q1は¥351億円（前年比▲1.3%）と安定推移。
セグメント純利益（億円）
PER 倍率（倍）
推奨: 10〜15倍（中東権益の長期安定性を加味）
その他（再エネ・CCS・水素等）
再生可能エネルギー・電力関連事業、CCS・水素事業等。先行投資段階で赤字。
FY25実績▲¥288億円。FY26Q1は▲¥14.8億円。中長期の成長投資領域。
セグメント純利益（億円）
PER 倍率（倍）
評価方法
「損失額控除」= 赤字をそのまま減算 ／「ゼロ評価」= 成長オプション価値で損失を相殺と仮定 ／「カスタム」= 任意の評価額
全社調整・BS / 還元データ
全社調整額（億円）
FY26中位: ▲¥110億円（FY25実績▲¥24、Q1 FY26 +¥35億円）
全社調整の処理方法
年度変動が大きく1倍加算は不整合の可能性
親会社所有者帰属持分（億円）
FY26Q1末 BPS ¥4,210
年間配当（円/株）
FY26予想 中間54円＋期末54円
自社株買い予算（億円）
適宜入力（FY26Q1単独: ¥99.75億円実施）
油価感応度（億円 / $1 Brent変動）
FY26予想レンジ$70-83で$13幅・NI¥100B幅 ≈ ¥77億円/$1
基準油価 Brent（$/bbl）
FY26予想中位 $76.5
PER方式の留意点：
セグメント純利益にPERを乗じると「理論時価総額」が算出されます。
PERは株主資本コスト・成長期待を反映するため、ネット有利子負債の別途控除は不要です。
セグメント間の資本構成差異（イクシスのPFレバレッジ等）により、EV/EBITDA方式のほうが理論的に正確な場合があります。
前提条件（FY26会社予想・修正後）： Brent $70〜$83/bbl、為替 ¥154〜¥156/$、連結純利益 ¥3,500〜¥4,500億円、総還元性向50%以上目標。 累進配当方針（年間¥90を起点 / FY26予想¥108）。
前提条件（FY26会社予想・修正後）： Brent $70〜$83/bbl、為替 ¥154〜¥156/$、連結純利益 ¥3,500〜¥4,500億円、総還元性向50%以上目標。 累進配当方針（年間¥90を起点 / FY26予想¥108）。
判定結果
―円
株主価値
| セグメント | 純利益 × PER | 株主価値（億円） | 構成比 |
|---|
セグメント株主価値合計 ―
全社調整額 ―
SOTP株主価値合計（Equity Value） ―
実績PBR
―
配当利回り
―
総還元利回り
―
実績PER
―
EPS
―
入力NI / 株数
平均PER（モデル）
―
セグメント加重平均
油価（Brent）シナリオ感応度
油価変動による連結純利益・理論株価への影響。E&P企業の株価を最も動かすファクター。
感応度係数（億円/$1）は入力値を使用。他の条件は固定。
| Brent ($/bbl) | NI増減（億円） | 調整後NI合計（億円） | 理論株価（円） | 基準比 |
|---|
注意：油価感応度は連結ベースの簡易推計です。実際にはセグメント毎の油価エクスポージャーが異なり
（イクシスはLNG長期契約中心、その他海外は原油スポット比率が高い）、為替変動も同時に影響します。
FY26会社予想レンジ$70-83で連結NI¥3,500-4,500億円 → 約¥77億円/$1。
イクシス PER倍率シナリオ感応度
イクシスセグメントのPER変化による理論株価への影響。他セグメント・調整は入力値固定。
イクシスは全社利益の約7割を占めるため、倍率感応度が最も高い。
| イクシス PER | セグメント株主価値（億円） | 理論株価（円） | 入力値との差 |
|---|
PBR下限分析 — 資産面からの下値目処
E&P企業はPBR 0.6倍以下が歴史的な底値圏。BPS ¥4,210ベース（FY26Q1末）でのPBR別株価水準。
| PBR水準 | 理論株価（円） | 判定 |
|---|
ピア企業 PER 参考値
PER倍率設定の参考としてグローバルE&P企業・国内ガスユーティリティのフォワードPER概算値を掲載。
市場環境や資本構成の違いに留意してください。値は参考値であり最新値とは異なる場合があります。
Woodside (WDS)
~9倍
ConocoPhillips (COP)
~12倍
TotalEnergies (TTE)
~8倍
Shell (SHEL)
~8倍
東京ガス (9531)
~11倍
大阪ガス (9532)
~10倍
EV/EBITDA方式との比較：
PER方式は簡便ですが、セグメント間の資本構成差異を反映できません。
イクシスはプロジェクトファイナンスで高レバレッジ、国内O&Gは低レバレッジです。
より精緻な評価にはEV/EBITDA方式（セグメントEBITDAにEV倍率を乗じ、ネット有利子負債を控除）を併用することを推奨します。