石油・天然ガスの探鉱等に係るリスクマネーの供給について

機構は、16年に発足した後、1(3)アのとおり、通則法、機構法、予算等に基づき、国からリスクマネーの供給に係る出資を受け、また、機構の長期借入金に係る政府保証を受けており、これらを基に開発会社に対してリスクマネーの供給を行っている。そこで、機構発足後の、リスクマネーの供給に係る国からの出資額等、機構によるそれらの執行額の状況、リスクマネーの供給に係る機構の収支状況等についてみたところ、次のとおりとなっていた。

機構がリスクマネーの供給に係る出資を受けるなどしている国の会計は、前記のとおり、エネルギー特会、財投特会等となっている。

ア　エネルギー特会からの出資額等及び機構の執行額

機構は、探鉱に係る追加出資を行うに当たっては、常時、開発会社から今後必要と見込まれる資金額を聴取するなどして予算の執行管理をしている。そして、24年度以降、外的な要因により開発会社が探鉱に係る作業を継続することができずに追加出資が長期間にわたり中断しているプロジェクトは存在しなかった。このように、探鉱に係る追加出資プロジェクトには、追加出資のニーズを事前に把握することが困難となる特段の事情があったわけではないことから、探鉱に係る追加出資が多額の執行残額を生じている要因になっているわけではないと考えられる。

これに対して、探鉱に係る新規出資額及び開発に係る新規出資額は、図表2-2のとおり、出資を行っていない年度があったり、100億円以上の出資を行っている年度があったりしていて、年度による変動が大きくなっている。そこで、これらの新規出資に係るプロジェクトについて、機構が情報収集を行うことによりその存在を認識した時期について確認したところ、次のとおりとなっていた。

上記9件のプロジェクトのうち、出資の執行年度の前年度以前からその存在を認識していたプロジェクト7件については、具体的な執行の時期及び額について事前にある程度把握することは可能であったと思われるが、執行年度に認識した2件（出資額計678億3077万余円）については、事前に把握することは困難であったと考えられる。

機構が、資産買収に係る出資を行っているプロジェクトについては、油田等の売却側の都合等により出資時期や出資額が左右されることにより、(イ)のとおり、機構がプロジェクトの存在を認識してから出資が必要となるまでの期間が極めて短い上に、新規出資の際に多額の資金を要することになる場合もあることから、このようなプロジェクトへの出資に機動的に対応するために、ある程度の余裕資金を確保することは必要と考えられ、執行残額が生じている要因の一つとして、このような事情があると思料される。

しかし、機構において、エネルギー特会から出資された出資金等について多額の執行残額が生じていることは、適切な予算の執行管理の面からみて望ましいものではない。

したがって、機構は、技術協力等で培った産油国等との関係を活用するなどして、産油国等の情報収集に努めるとともに、開発会社の資金ニーズを的確に把握するなどして、資金の必要な時期や額の見通しをより適切に行った上で開発会社に対する出資を行っていく必要がある。

東日本大震災を契機とした原子力発電所の運転停止により火力発電用の天然ガスの需要が急増したことに伴う天然ガスの採取及び液化に必要な資金を確保するために、平成23年度第3次補正予算において、機構は、一般会計から202億5000万円の出資を受けることとされた。そして、この出資金は、我が国企業によるガス田の買収等を支援するものとして開発会社に出資することとされ、図表2-3のとおり、24、25両年度にその全額が執行されている。

なお、上記の出資金202億5000万円は、機構に出資された後、24年度に復興特会が設置されたことに伴い、一般会計から復興特会に帰属することとされている。

上記の不用額を生じている原因について分析すると次のとおりである。

財投特会から出資された出資金を基に機構が行う出資は、天然ガスの採取のうち開発に係る出資（資産買収に係る出資を含む。）及び液化に係る出資のためのものなどとなっているが、これについて、新規出資と追加出資に区分して、それぞれの支出額をみると、図表2-5のとおり、新規出資額が1011億9999万余円と財投特会から出資された出資金を原資とした執行額の大半を占めていた。

図表2-5　財投特会から出資された出資金を基に機構が行う出資の状況

注(1)

開発に係る出資には、資産買収に係る出資に該当するものも含まれている。

注(2)

機構が平成27年度に開発（資産買収）・液化を目的として37億1959万余円を追加出資した開発会社に対しては、24、25両年度にエネルギー特会及び復興特会（一般会計）からの出資金を基に計205億5256万余円の出資を行っている。

注(3)

平成28年度に、開発会社1社の出資株式を売却して得た収入から71億4044万余円の追加出資を執行しており、機構による執行額の計は、財投特会の支出済歳出額と一致しない。

そこで、新規出資に係るプロジェクトについて、機構が情報収集を行うことによりその存在を認識した時期について確認したところ、24年度以降に、開発に係る新規出資（資産買収に係る出資）を行ったプロジェクト3件のうち、1件（出資額209億9999万余円）は出資の執行年度、2件（出資額計801億9999万余円）はその前年度となっていた。

そして、上記のうち、出資の執行年度の前年度にその存在を認識したプロジェクト2件については、具体的な執行の時期及び額について事前にある程度把握することは可能であったと思われるが、執行年度にその存在を認識した1件（出資額209億9999万余円）については、事前に把握することは困難であったと考えられる。

機構が資産買収に係る出資を行ったプロジェクトについては、ガス田の売却側の都合等により出資時期や出資額が左右されることにより、上記1件のように、機構がプロジェクトの存在を認識してから出資が必要となるまでの期間が極めて短い上に、新規出資の際に多額の資金を要することになる場合もあることから、このようなプロジェクトへの出資に機動的に対応するために、ある程度の予算額を計上することは必要と考えられ、不用額が生じている要因の一つとして、このような事情があると思料される。

財投特会からの出資金は、エネルギー特会からの出資金とは異なり、開発会社から必要資金の要請を受ける都度、財投特会から必要な金額が機構に出資されているが、予算の効率的な執行を図る観点から、機構は、技術協力等で培った産ガス国等との関係を活用するなどして、産ガス国等の情報収集に努めるとともに、開発会社の資金ニーズを的確に把握するなどして、財投特会から交付される資金の必要な時期や額の見通しをより適切に行っていく必要がある。

機構は、1(1)アのとおり、機構法により、海外における石油・天然ガスの採取及び天然ガスの液化に必要な資金に係る債務の保証を行うこととされている。そのため、機構は、債務保証に係る業務に関する信用基金を設けることとされ、国の出資金のうち国が予算において信用基金への出資であることを示した金額をその財源に充てることとされている。

信用基金に係る収入としては、エネルギー特会からの上記出資金のほか、業務方法書に基づき契約締結先から支払を受けることとされている債務保証料収入、通則法に基づき信用基金を運用することにより得られる収入、信用基金から代位弁済を行った場合に機構が求償権を行使して得られる債権回収額等がある。一方、信用基金に係る支出（取崩し）としては、代位弁済を行う場合の取崩しのほか、機構法等に基づき国庫に納付する場合の取崩しがある。なお、機構法によれば、機構は、債務保証額が上記出資金の金額に独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構法施行令（平成15年政令第554号）で定める数である30（23年3月31日以前は16）を乗じた金額（以下「債務保証限度額」という。）を超えることとなる場合には、新たに債務の保証を行ってはならないこととされている。

16年度から28年度までの信用基金の収入、支出及び積立額の推移は、図表2-6のとおり、23年度以降、毎年度、債務保証料収入が積み立てられるようになったことなどから、信用基金を設けるための出資金は出資されていないにもかかわらず信用基金積立額は増加し続けており、28年度末時点での信用基金積立額は754億0862万余円となっている。

そして、機構は、債務保証を行う都度、保証債務残高が債務保証限度額を超えることがないかなどについて確認を行ってきているところであるが、保証債務残高に対して必要とされる信用基金の規模等に係る基準を定めることはしていない。

このような状況を踏まえると、機構は、保証債務残高に対して必要とされる信用基金の規模に係る基準を定めるなどした上で、新たに債務保証の対象となることが見込まれるプロジェクトについて、債務保証が必要となる時期、金額等をできる限り把握し、債務保証料収入等について適切に見積もるなどして、引き続き適切な信用基金の規模について検討していくことが重要である。

機構は、ア、イ及びウのとおり、開発会社への出資を行ったり、債務保証に係る代位弁済を行ったりしており、これらのリスクマネーの供給に係る支出額の合計は、図表2-8のとおり、28年度末時点で5508億3620万余円となっている。

機構は、リスクマネーの供給を行うことで、開発会社の株式を取得するなどした場合、リスクマネーの供給に伴う財務上の処理を次のように行っている。すなわち、機構は、開発会社に係る出資株式を評価して、貸借対照表に資産として関係会社株式を、損益計算書に費用として関係会社株式評価損（以下「評価損」という。）を計上しており、この際、探鉱段階の開発会社については、出資残高の2分の1を評価損として計上している。また、事業終結した場合等にも、その都度、財務諸表の関係会社株式の評価額を見直し、見直したことに伴う評価損を計上している。このほか、関係会社が事業を清算した場合は、損益計算書に関係会社株式清算損益を計上したり、債務保証を行っている関係会社から借入金の返済が行われないと見込まれる場合は、貸借対照表に負債として保証債務損失引当金を、損益計算書に費用として保証債務損失引当金繰入を、それぞれ計上したりするなどしている。

そして、16年度から28年度までの間におけるリスクマネーの供給に伴う財務会計上の費用の発生状況は図表2-13のとおりであり、同期間における費用の累計額は2518億7469万余円となっている。

これらの費用の内訳についてみると、図表2-14のとおりとなっていて、探鉱の結果、開発段階に至らなかったことにより清算結了したものが5社あり、これに伴い生じた88億8656万余円の評価損等の費用については損失として既に確定している。また、同様に探鉱の結果、開発段階には至らなかったものの、清算が結了しておらず、事業終結の状態となっているものが18社あり、これに伴い生じている評価損の費用963億7134万余円は、清算結了に至るまでの過程で追加の出資が必要となったり、清算の際に取得可能な資産が存在したことにより収入が得られる場合があったりすることから損失額は確定はしていないが、事業終結に伴い出資株式の評価額の大半を評価損として計上したことから大きく変動することはないと考えられる。

また、開発段階の4社及び生産段階の9社の計13社のうち3社については、石油価格の下落等により出資株式の評価額を見直したことに伴う評価損378億5749万余円を計上しており、探鉱段階の13社については、探鉱段階の開発会社に係る出資残高の2分の1を評価損として計上したことに伴う評価損848億3426万余円を計上している。これらについては、開発会社が探鉱段階から開発段階に移行したり、事業終結又は清算結了の状態に至ったりすることなどにより損失額が大きく変動することが見込まれる。

これら以外に、保証債務損失引当金繰入等の費用が239億2502万余円となっている。

一方で、機構は、リスクマネーの供給に伴う収益を得ており、これには、リスクマネーの供給に係る全体の収入額（6014_3_1_4エ参照）のうち、出資した開発会社から受け取った配当金や債務保証を行った開発会社から受け取った債務保証料、信用基金を運用して得た運用益等が含まれる。

そこで、前記の費用に対する同期間に発生した収益の状況についてみると、図表2-15のとおり、16年度から28年度までの間における収益額の合計は922億8558万余円となっていた。

機構は、以上のとおり、リスクマネーの供給に伴い16年度から28年度までの間に、計2518億7469万余円の費用を計上している一方で、計922億8558万余円の収益を計上しており、28年度末現在で1595億8911万余円の累積損失額を計上している。

リスクマネーの供給は、民間事業者が負担することが困難なリスクの一部を機構等が負担するものであることから、結果的に損失が発生することはやむを得ない面がある。しかし、国から出資された出資金等を基にリスクマネーの供給を行った事業によって生じた損失については、エネルギーの安定供給の効率的な実現と売却資産価値の最大化の追求に留意した上で、リスクマネーの供給によって取得した資産を適時適切に売却して得た収益等により補填するよう努める必要がある。

そこで、機構がリスクマネーの供給によって取得した資産の状況についてみると、取得した開発会社の出資株式について、28年度末現在で資産の額が貸借対照表に計上されている開発会社が44社（貸借対照表価額計2960億3485万余円）となっている。そして、このうち、生産段階の開発会社が9社あり、これらについては今後、配当金による収益が見込まれる。また、9社のうち債務超過に陥っていない7社の出資株式について、当該会社の財務諸表を基礎とした純資産額に持分割合を乗じた額（以下「持分相当額」という。）を算定すると、出資累計額計1033億7696万余円に対して、28年度末現在で計1268億3322万余円となっており、計234億5626万余円の含み益が生じている状況となっている。

また、探鉱段階の13社についても、開発段階に移行するプロジェクトがあれば、探鉱段階にあることから計上している出資残高の2分の1の評価損を計上しないこととなるために、これに係る費用が減少することになる。

機構は今後、探鉱段階のプロジェクトについては、探鉱段階から開発段階に可能な限り移行できるように適切に支援を継続することで累積損失額を減少させるとともに、開発段階又は生産段階に移行した開発会社に係る出資株式について、エネルギーの安定供給の効率的な実現と売却資産価値の最大化の追求に留意した上で、適時適切に売却するなどしていく必要がある。

機構は、出資細則に基づき、出資株式の評価を合理的に行うことが可能となった場合において、一定の要件に該当するときは、国のエネルギー政策との整合性を確保しつつ、原則として出資株式を売却することとなっている。そして、上記のとおり、開発段階又は生産段階に移行した開発会社に係る出資株式について、売却資産価値の最大化の追求に留意するなどした上で適時適切に売却するなどしていく必要がある。そこで、28年度までの出資株式の売却状況をみたところ、次のとおりとなっていた。

(ア)　出資株式の売却手続

(イ)　出資株式の売却状況

機構は、事例1の出資株式の売却について、機構省令に基づき28年3月に経済産業大臣に認可申請を行い、処分等に係る財産の内容及び評価額等について同月に認可を受けたことから、手続上の問題はないとしている。しかし、機構は、業務方法書において、出資株式の処分の時期及び方法について、機構の業務目的の達成及び財政資金の効率的運用の見地から検討し処分することとなっているが、出資株式の売却に当たり、これらの両面の見地から為替変動による損失を容認するかどうかについて十分な検討を行っていなかった。

事例1のほか、機構は、公団から承継した海外通貨での出資株式について26年12月及び27年11月にそれぞれ一般競争入札により売却手続を実施しており、入札価格が最低売却価格に達しなかったため売却は行われていないものの、当該手続に係る最低売却価格についても外貨建てとしており、為替変動による損失を容認するかどうかについて十分な検討を行っていなかった。これについて機構は、事例1の出資株式の売却とは異なり、最低売却価格が出資額を大幅に上回っていたことから、為替変動による損失が発生するリスクが現実的に考えられなかったとしている。

機構は、前記のとおり、開発会社に係る出資株式について生じている累積損失を補填するためにも、エネルギーの安定供給の効率的な実現と売却資産価値の最大化の追求に留意した上で、適時適切に出資株式の売却を行っていくことが求められるが、売却に伴い為替変動による損失が見込まれる場合には、機構の業務目的の達成及び財政資金の効率的運用の見地から当該損失を容認するのかについて検討していく必要がある。

1(2)ア及びイのとおり、国は、基本法に基づきエネルギー基本計画を策定しており、第3次計画において、石油・天然ガスを合わせた自主開発比率を40％以上に引き上げることなどを目指すこととしている。そして、資源エネルギー庁は、資源・燃料分科会報告書において、上記の目標を今後も維持すべきであるとしていることなどから、第4次計画策定後も、当該目標に変更はないとしている。

機構は、前記のとおり、機構法に基づき、石油・天然ガスの安定的かつ低廉な供給に資することを目的としてリスクマネーの供給を行うこととなっていて、リスクマネーの供給は、我が国の石油・天然ガスの自主開発比率を2030年（平成42年）までに40％以上に引き上げる目標を達成するための施策の一つとして実施されているものである。

そして、資源エネルギー庁は、我が国企業が石油・天然ガスの引取りに当たり有している権益（以下「自主開発権益」という。）の対象となる石油・天然ガスであれば、我が国企業がエクイティ・オイル（注2）等として現物を確保することができることなどから、海外からの供給が途絶するなどの緊急時であっても我が国に持ち込むことができるとしており、自主開発比率を引き上げることは、そのような場合において石油・天然ガスの安定的かつ効率的な供給に資するとともに、価格の高騰を緩和することで機構の業務目的でもある低廉な供給に資することになるとしている。

（注2）

エクイティ・オイル　　石油権益の割合に応じた取り分の石油

機構は、以上を踏まえて、緊急時における石油・天然ガスの我が国への持込みをより確実に実施できるようにするために、開発会社と締結するリスクマネーの供給に係る契約書において、我が国のエネルギー安全保障に係る危機時において日本国政府が石油・天然ガスの輸入の指示等の措置を講じたときには、開発会社は、機構のリスクマネーの供給を受けた事業の結果、引取権等を有することとなった石油・天然ガスを我が国に持ち込むよう最大限努力するものとすること（以下「持込み努力義務」という。）を規定している。

公団は、12年度途中までは、リスクマネーの供給等に係る契約を開発会社と締結する際に、開発会社から「対象事業実施の結果、弊社が取得することになる石油および可燃性天然ガスの販売に当たっては、我が国の政策に沿い石油等の安定的かつ低廉な供給の確保に資する方針であること」などとする念書の提出を受けており、開発会社は、当該契約により公団からリスクマネーの供給等を受けて獲得した権益に係る石油・天然ガスについて、直接又はスワップ（注3）を行うことにより、ほぼ全量を我が国に持ち込んでいた。その後、公団は、12年度途中以降は、上記の念書に代わり覚書を開発会社と締結して、当該覚書に持込み努力義務を明記することとしていた。

（注3）

スワップ　　複数の開発会社間で、それぞれが引取権等を有する石油又は天然ガスをそれぞれの市場へ供給することを目的として交換すること

そして、機構は、持込み努力義務を課すことが機構の業務目的に資するものであること、また、自主開発権益の確保の政策的な意義から考えて極めて重要なものであることから、前記のとおり、持込み努力義務を開発会社との契約書に規定することにしている。

また、機構は、第3次計画等を踏まえて、1(2)ウのとおり、20年度から24年度までの第2期中期計画において、中期目標期間終了時に、我が国企業の石油・天然ガスの探鉱開発活動の2分の1以上に支援を行うこととしている。具体的には、我が国企業の探鉱開発活動の成果である自主開発権益量（我が国企業の権益下にある石油・天然ガスの引取量（国産を含む。）をいう。以下同じ。）の2分の1以上に対して出資、債務保証、技術的支援等による支援を行うとしている。そして、25年度から29年度までの第3期中期計画においても、同様の支援を行うこととしている。

これらを踏まえて、機構のリスクマネーの供給が石油・天然ガスの自主開発比率等に与えた影響及び機構の中期計画の達成状況、機構等がリスクマネーの供給等を行ったプロジェクトに係る権益の内容並びに機構等の債務保証の保証期間が終了した石油・天然ガスに係る権益についてみたところ、次のとおりとなっていた。

ア　リスクマネーの供給による石油・天然ガスの自主開発比率等への影響及び機構の中期計画の達成状況

資源エネルギー庁は、自主開発比率を公表するに当たり、機構に自主開発権益量の調査を行わせていて、機構は、天然ガスの自主開発権益量については21年度から公式な調査を行っている。そして、資源エネルギー庁は、上記のとおり、21年度から石油・天然ガスを合わせて自主開発比率を公表している。

しかし、機構は、開発会社に対する自主開発権益量の調査に当たり、石油・天然ガス別の自主開発比率、開発会社の個別の権益量等について開示しないこととして調査を実施していることから、資源エネルギー庁は、石油・天然ガスを合わせた自主開発比率及び自主開発権益量は公表しているものの、石油・天然ガス別の自主開発比率、開発会社の個別の権益量等については公表していない。そこで、21年度以降の石油・天然ガス別の自主開発比率の推移についてみたところ、石油の自主開発比率については、26、27両年度にそれぞれ前年度に比べて特に上昇しており、28年度には石油の自主開発比率としても昭和48年度以降、最も高い比率となっていた。また、天然ガスの自主開発比率については、平成23年度に22年度に比べて大きく低下したものの、25、27両年度にそれぞれ前年度に比べて大きく上昇しており、これらによって、石油・天然ガスを合わせた自主開発比率は25、26、27各年度に大きく上昇している。

石油・天然ガスの自主開発比率は、石油・天然ガスの輸入量及び国内生産量の合計に占める我が国企業の権益下にある石油・天然ガスの引取量（国産を含む。）の割合とされていることから、石油・天然ガスの自主開発権益量又は輸入量の増減により上昇又は低下することになる。そこで、21年度以降の自主開発権益量及び輸入量について、資源エネルギー庁から得られたデータを分析したところ、天然ガスは石油に比べて、自主開発権益量及び輸入量のいずれも大きく伸びている。

そして、自主開発比率の推移との関係をみると、前記自主開発比率の上昇のうち、26年度の石油及び27年度の天然ガスの自主開発比率の上昇は、主として輸入量が減少したことが要因であったが、25年度には北米における天然ガスプロジェクトに係る権益の獲得が、また、27年度にはアブダビ陸上鉱区に係る権益の獲得が石油・天然ガスそれぞれの自主開発比率の上昇に大きく寄与しており、いずれも機構がリスクマネーの供給を行ったプロジェクトに係る権益の獲得が自主開発権益量の増加の主たる要因となっている。

一方、23年度に天然ガスの自主開発比率が低下している要因は、東日本大震災を契機とした原子力発電所の運転停止により天然ガスの確保が不可欠な状況となり、天然ガスの輸入量が増加したことなどによるものである。

以上のとおり、特に25年度以降、機構がリスクマネーの供給を行ったプロジェクトに係る権益の獲得が自主開発比率を引き上げた要因の一つとなっていることを踏まえて、第2期中期計画及び第3期中期計画において、自主開発権益量の2分の1以上に対してリスクマネーの供給、技術的支援等を行うとする機構の計画の達成状況についてみると、次のとおりとなっていた（以下、自主開発権益量に対する機構のリスクマネーの供給を受けた自主開発権益量の割合を「出資等支援割合」といい、自主開発権益量に対する機構の技術的支援等を受けた自主開発権益量の割合と合わせて「総合的支援割合」という。）（図表3-2参照）。

図表3-2　総合的支援割合の推移

28年度における機構の計画の達成割合である上記の45.3％には、公団がリスクマネーの供給を行った後に、機構が技術的支援等のみを行った自主開発権益量の割合も含まれている。

一方で、機構設立以降のリスクマネーの供給による自主開発権益獲得への効果をみるために、出資等支援割合をみたところ、28年度の出資等支援割合は第2期中期目標期間の最終年度である24年度の出資等支援割合と比べて上昇しており、かつ、その上昇率は、24年度から28年度までの期間における総合的支援割合の上昇率7.0ポイントを上回っている。この原因について分析すると、機構からリスクマネーの供給を受けたプロジェクトで石油・天然ガスの生産が開始されたことに加え、第3期中期計画を踏まえて天然ガス開発事業の資産買収に係る出資を積極的に行ってきた効果等によると考えられる。

機構は、出資等支援割合について、計画の達成状況を評価する上で直接必要となるものではないこと、また、出資等支援割合を明らかにすると、産油国等との契約等により公表することに制約がある開発会社の個別の権益量等について特定されるおそれがあるとして、開発会社に対する自主開発権益量の調査に当たり、石油・天然ガス別の自主開発比率、開発会社の個別の権益量等について開示しないこととして調査を実施していることから、当該割合を公表していない。しかし、(1)のとおり、機構のリスクマネーの供給に多額の国費が投入されていることに鑑みれば、その効果を示す意味でも、上記の調査に当たって各開発会社の了承を得るなどして、出資等支援割合についても情報を開示していくことについて検討する必要がある。

資源エネルギー庁は、前記のとおり、自主開発権益を有する石油・天然ガスであれば、海外からの供給が途絶するおそれがある緊急時であっても、我が国に持ち込むことができるとしている。そして、機構等は、緊急時における石油・天然ガスの我が国への持込みをより確実に実施できるように、開発会社と締結するリスクマネーの供給等に係る契約書又は覚書において持込み努力義務を明記しており、機構は、スワップによる持込みを含めて開発会社が持込み努力義務を果たすことを想定している。そこで、機構等がリスクマネーの供給等を行ったプロジェクトに係る権益（公団が融資業務により資金供給を行ったプロジェクトに係る権益を含む。以下「機構出資等権益」という。）について、緊急時に実際に持ち込めるようになっているかについてみたところ、次のような権益が見受けられた。

(ア)　液化設備がないガス田に関する権益

これら3件のプロジェクトに係る天然ガスを液化して我が国に持ち込めるようにすることは、供給源の多角化等、我が国のLNGの安定的な確保に寄与することになることから、機構は、今後も液化設備等の事業化への側面支援を継続していくことが重要である。

我が国は、石油・天然ガスのほぼ全量を海外からの輸入に頼っていることから、機構の業務目的である石油・天然ガスの安定的な供給の確保は、我が国のエネルギー安全保障上の重要な課題となっている。そして、石油・天然ガスの安定的な供給を確保するためには、我が国への輸送経路が維持されていることが重要である。しかし、石油・天然ガスの自主開発権益を有する油田・ガス田からの輸送経路上に通常通過しなければならないチョークポイント（注4）がある場合には、当該チョークポイントを通過できない事態が生じた際に、当該油田・ガス田から我が国への石油・天然ガスの持込みに重大な制約が生ずることになる。そして、当該権益を利用したスワップを行おうとする場合にも、スワップの対象となる石油・天然ガスの交換相手方への提供が困難となることにより上記のスワップも成立しないおそれがあることになる。このような地域として湾岸諸国がある。

一方で、湾岸諸国には産油国が集中していることのみならず、その石油・天然ガスの埋蔵量の多さ、輸出余力の高さ、我が国との距離等を総合的に考慮すると、これからも湾岸諸国からの輸入は、引き続き重要であると考えられる。

そこで、16年度から28年度までの石油・天然ガスの輸入量全体に対して湾岸諸国を中心とした中東諸国からの輸入量が占める割合（以下「中東依存度」という。）をみたところ、図表3-3のとおり、石油が80％から90％までの間で推移して28年度で87.2％となっているなど高止まりしているのに対し、天然ガスはおおむね20％から30％までの間で推移して28年度で23.8％となっているなど、石油に比べて低くなっている。

ウ　機構等の債務保証の保証期間が終了した石油・天然ガスに係る権益

ア　機構における出資及び債務保証プロジェクトの審査

イ　機構出資等権益に係るプロジェクトの審査状況

ア　機構が出資した株式の評価方法

機構は、出資株式について、アのとおり、探鉱段階ではない開発会社に係る出資株式については原則として独法会計基準に規定された方法により評価しているが、探鉱段階の開発会社に係る出資株式については、外貨建ての出資株式も含め、評価内規に基づき評価を行っている。

機構はその理由として、探鉱段階における出資株式の評価については、回収可能性を客観的に判断することが困難であり、独法会計基準にも該当がないため、「金融商品会計に関する実務指針」（平成12年日本公認会計士協会会計制度委員会報告第14号）に準拠した評価内規に基づき、出資額の2分の1を時価として計上しており、これは、石油等の探鉱開発事業が長期間を要し、その成否を判断することが困難であるため、探鉱を実施している開発会社への出資を保守的に評価することで、事業の特性を反映したためとしている。

一方、この探鉱段階における出資株式の評価に関しては、25年7月の経済産業省独立行政法人評価委員会において、出資株式の評価額を出資残高の2分の1としていることが適切かどうかについて議論が行われており、2分の1という割合が適切かという評価委員からの質問に対して、経済産業省から、当面2分の1という割合を使っているということではあるが、この割合が適切かどうか検証し直していく旨の回答がなされている。

以上を踏まえ、28年度末現在の機構の財務諸表をみると、評価内規に基づき出資残高の2分の1に相当する額を貸借対照表に計上している出資株式は、図表4-3のとおり13社あり、これらに対する出資額は計1734億5175万余円、貸借対照表計上額は計886億1748万余円となっている。

会計検査院は、1(5)のとおり、14年度報告において、15年3月末時点における公団の欠損金が7701億余円、石油開発事業資産が4181億余円となっており、これらの資産処理について引き続き注視していくこととする旨を掲記している。そこで、公団の欠損金及び石油開発事業資産の処理状況についてみると、次のとおりとなっていた。

ア　公団資産の処理に係る方針

イ　14年度報告後から公団解散までの公団資産の処理状況

資源エネルギー庁は、公団から承継した公団資産については、引き続きエネルギーの安定供給の効率的な実現と売却資産価値の最大化を同時に追求した上で、保有の在り方の検討を行うこととしている。

また、「東日本大震災からの復興のための施策を実施するために必要な財源の確保に関する特別措置法」（平成23年法律第117号）附則第13条の規定によれば、エネルギー特会に所属する株式について、エネルギー政策の観点を踏まえつつ、その保有の在り方を見直すことによる処分の可能性について検討を行うこととされている。そして、検討の結果、保有する必要がないと認めるときは、できる限り早期に処分し、震災からの復興のために発行された復興債の償還費用の財源に充てることとされている。

これらのことを踏まえ、資源エネルギー庁は、エネルギー資源の獲得競争が激化している中、政府保有株の売却は産油国との交渉力の低下につながるほか、資金調達環境にも影響を及ぼすため、プロジェクトの進捗や石油価格等を慎重に見極めて保有の在り方を検討することとしており、公団から承継した24社の28年度末時点における株式の状況は、図表5-5のとおり、全部保有を継続しているものが13社、一部売却して保有を継続しているものが1社、全部売却したものが4社、清算結了したものが6社となっていた。