石油資源開発株式会社（Japan Petroleum Exploration Co., Ltd. / JAPEX）

01｜投资问题与当前结论

01.1｜真正的问题：大规模扩张能否把资源周期利润变成高于资本成本的长期回报

JAPEX很容易被理解成“低PBR资源股”。这种标签能描述估值，却不能解释公司正在发生的变化。

公司新的长期经营计划把2026—2030年定义为核心资产形成期，成长投资约9,000亿日元；拉长到2035年，投资规模约1.5万亿日元。重点集中在海外E&P和CCUS，并给出2031财年净利润750亿日元、ROE 10%，2035财年净利润1,000亿日元、ROE 12%的目标。更重要的是，公司把估算股东资本成本从约8%提高到约10%，WACC从约6%提高到约8%，并提出2035财年ROIC 10%以上。

因此最有信息价值的问题不是“原油还会不会涨”，而是：

Verdad、Fundare、挪威项目和CCS投资能否在资源价格不过度有利的情景下，仍形成可重复、可回收、能覆盖约8% WACC的资本回报；如果不能，JAPEX会不会从低估值现金型资源股变成资本投入很大、回报却不稳定的公司。

01.2｜当前答案：战略方向更清晰，但资本回报证明仍明显落后于投入速度

Verdad已经完成收购；Fundare已宣布追加收购，挪威也继续扩展。公司不再只是谈“海外增长”，而是把真实资金投入真实资产。

这会带来两个同时成立的事实：一方面，新资产有机会明显提高产量和正常化盈利；另一方面，资本支出、借款、钻井执行、储量递减和资源价格风险都会同步变大。

2027财年Q1已经给出一个很好的提醒：集团仍能盈利，但营业利润同比大幅下降，国内I/U业务从上一期的较高盈利掉到亏损附近，原因之一就是中东航运受阻后替代LNG采购成本上升。也就是说，JAPEX的资产越来越多元，但并没有因此失去能源商品和地缘政治的周期暴露。

当前结论是：转型值得跟踪，资本纪律已经被写进管理框架，但“高于资本成本的全球化增长”仍属于需要由后续实际现金流证明的命题。

02｜公司本质与商业模式

02.1｜上游E&P仍然决定利润弹性

E&P业务通过取得矿区权益、勘探、钻井、开发并生产原油和天然气获取资源收益。利润由产量、实现油气价格、作业成本、折旧、资源税费、权益比例和勘探支出共同决定。

这种生意的优势是：一旦找到并开发出经济性好的储量，单位资产能够产生很大的现金流；缺点是资源会递减，必须持续再投资寻找下一批可生产储量，而且宏观油气价格会直接改变项目回报。

公司国内拥有北海道、秋田、山形、新潟等油气资产，海外则经营或参与美国、挪威、伊拉克、印尼等项目。长期投资价值因此必须看“储量/产量—资本开支—自由现金流—再投资回报”的完整链条，而不是只看一个年度的净利润。

02.2｜国内天然气/LNG网络提供下游变现能力，但不是无风险稳定器

JAPEX拥有国内天然气供应网络、管线、相马LNG基地等资产。它们使公司能够把自有天然气、进口LNG和基础设施能力连接到工业、城市燃气、电力等终端需求。

这类资产与上游E&P不同：价值更多来自物流位置、稳定供应、长期客户关系和基础设施利用率，而不是勘探成功率。

但LNG并不因为进入下游网络就消失商品风险。采购地、运费、替代货源和合同结构仍会影响利润。2026年中东局势升级后，公司两船原计划从波斯湾采购的LNG改为其他地区的现货替代货源，成本明显升高，Q1 I/U利润因此受到直接冲击。

02.3｜电力业务是“燃料—发电—销售”的变现接口

福岛天然气发电站总装机约118万kW，由JAPEX等5家股东共同出资的福岛ガス発電株式会社运营，JAPEX持股33%。项目采用トーリング（tolling）方式：各合作方按所需电量自行采购LNG，把燃料交给发电公司转换成对应电力，再由各方取得并销售。

JAPEX因此不是简单从批发市场买电再卖电。它先采购与自己销售电量相对应的LNG，依托相马LNG基地进行储存、气化和送出，取得对应电力，再向合同客户等销售。公司还经营可再生能源、虚拟PPA和电池储能等项目。

这个结构使电力成为国内气体基础设施的自然延伸，也提供新的客户和环境价值产品；但它同时把LNG采购风险带入电力利润。

02.4｜CCS把地质和地下工程能力延伸到新的商业边界

JAPEX长期具备地质解释、储层建模、钻井和地下流体管理能力。CCS需要寻找适合储存CO₂的地下构造、评价储层、钻井、注入和长期监测，这与传统E&P能力存在明显技术邻接。

公司已成立苫小牧CCS相关项目公司，并参与国内外CCS开发。战略逻辑成立，但商业回报仍比传统油气更依赖政策、补贴、碳价、储存费率、运输网络和责任规则。

因此CCS当前可以被视为能力相邻的新增长方向，不能提前当成已经验证的高ROIC利润池。

03｜产品、客户与供应链

03.1｜收入来源已经跨越原油、天然气、LNG与电力

2027财年Q1，集团销售约651亿日元。公司披露的业务数据仍显示原油、国内天然气、LNG、电力共同构成收入。

全年预测中，I/U业务销售约1,702亿日元，其中国内天然气约742亿、LNG约255亿、电力约445亿、其他约260亿日元。按集团全年销售预测3,140亿日元估算，电力单项销售已经约占集团14%。

因此Power44的临时研究假设在JAPEX身上是成立的：电力不是可以忽略的小业务。

03.2｜但电力销售额不等于电力利润护城河

2027财年全年电力销量预测约28.77亿kWh，低于上期约33.61亿kWh；销售额预计约445亿日元，也低于上期约485亿日元。

更关键的是，Q1 I/U营业利润已经转为约-4亿日元附近，而上年同期明显为正。公司把替代LNG采购成本上升列为重要原因。全年I/U营业利润预测仅约1亿日元，远低于上一年度约164亿日元水平。

这说明电力业务的收入规模很真实，但它并不是当前最稳定的利润来源。

03.3｜海外增长开始从“持有权益”转成“经营和并购资产”

Verdad交易于2026年2月完成，企业价值约12.6亿美元。公司预计该美国资产到2030年前后可形成约5万boe/日的净生产规模，并且以轻质原油和NGL为主。

2026年8月公司又宣布收购Fundare Resources相关资产，交易金额约3.2亿美元。公司披露Fundare Q1产量约9,500boe/日，并预期完成后本期贡献超过10亿日元营业利润，2028财年全年贡献约150亿日元。

这些数字给出了可量化的增长路径，但仍属于“收购后预期”。真正需要验证的是井位质量、递减速度、钻井成本、对冲、单位运营成本和自由现金流。

03.4｜挪威扩张更偏基础设施附近的低开发风险资产

JAPEX继续取得挪威海上矿区权益，并在Alve Nord等项目实现生产启动。挪威项目的特点之一，是成熟油气区附近已有输送和处理基础设施，若资源发现和开发顺利，可以缩短从发现到现金流的距离。

但非运营权益也意味着JAPEX对开发节奏、成本和作业决策的控制力有限。海外组合因此同时包含“自营能力成长”和“参与成熟运营商项目”两类风险收益结构。

04｜竞争格局与产业关系

04.1｜JAPEX的竞争对象不是一家同行，而是全球资本和资源机会

上游E&P竞争的是矿权、并购资产、钻井服务、人才、资本和市场时机。INPEX、国际石油公司、北美独立油气公司以及各类私募资本都可能竞购同一类资产。

因此真正的竞争优势不是“日本公司”身份，而是能否以合理价格买到资源、理解地质、控制开发成本并在周期中保持融资能力。

04.2｜国内基础设施构成真实但区域性的壁垒

国内气田、管线、LNG基地和气电设施具有位置、许可、建设周期和客户连接上的壁垒。新进入者很难在短时间复制一整套网络。

但这类资产的经济回报仍取决于利用率、燃料成本、合同结构和日本能源需求。基础设施难复制，并不自动等于高利润率。

04.3｜政府持股让JAPEX同时具有“上市公司”和“能源政策资产”两种属性

截至2026年3月底，经济产业省持有约37.84%股份，是压倒性的第一大股东。

这可能带来国家能源安全、资源外交和长期项目获得方面的关系优势，也意味着少数股东不能把公司完全理解成纯粹以短期财务回报为唯一目标的民营资源公司。

研究上应把这种结构视为治理条件：它既可能提供稳定性与战略资源，也可能使资本配置承载政策目标。

05｜护城河判断

JAPEX的护城河不是品牌或消费网络，而是资源开发能力、长期许可/合作关系、地下技术、国内气体基础设施和融资能力的组合。

国内基础设施具有较高重置成本，E&P的地质和项目执行能力也需要多年积累。CCS进一步利用同一套地下能力，使传统油气技术不至于在能源转型中完全失去用途。

但上游资源最终仍是价格接受者。油价、气价、税制和项目成本可以让同一套技术在不同周期产生完全不同的股东回报。因此护城河更准确的定义是：

JAPEX有较强的“找到、开发、输送和变现地下能源/储层”的能力壁垒，但没有脱离商品周期持续获得高经济租金的定价权。

当前对护城河的最大检验，是公司能否把这种能力复制到美国、挪威和CCS，而不是仅依靠历史国内资产。

06｜财务质量与现金流

06.1｜2027财年Q1说明利润仍然高度周期化

Q1销售约651.14亿日元，营业利润约62.02亿日元，同比下降约62.9%；经常利润约57.73亿日元，同比下降约72.3%；归母净利润约32.40亿日元，同比下降约79.4%。

集团仍然盈利，但下降幅度很大。原因包括原油销售量变化、勘探费用增加、替代LNG采购成本上升，以及权益法收益和衍生品等项目变化。

这不是一家可以用单季度利润率外推十年的公司。

06.2｜I/U业务暴露了“垂直一体化不等于自动对冲”

Q1海外E&P和国内E&P仍贡献正营业利润；I/U却从上一年同期较高利润转为约-4亿日元。替代LNG成本是最重要的负面因素之一。

当燃料采购、LNG基地、天然气和电力销售都在同一集团时，垂直一体化确实增加变现路径；但如果合同不能完全把突然上涨的燃料成本传给客户，风险会沿着这条链直接传入利润。

因此“有下游电力业务所以天然对冲上游/燃料风险”是错误的简化。

06.3｜经营现金流仍强，但投资现金流已经进入重投入阶段

2026财年经营现金流约1,030亿日元，而投资现金流约-2,005亿日元，现金余额从上一期的约1,409亿日元下降到约500亿日元。

2027财年公司预测经营现金流约810亿日元、投资现金流约-740亿日元、融资现金流约+400亿日元；期末现金预计约970亿日元。

这意味着公司并不是现金生成突然消失，而是资本使用方式发生了改变：过去厚现金开始被用于并购和成长投资，同时外部融资上升。

06.4｜杠杆仍可控，但趋势比静态水平更重要

公司预测2027财年末有息负债约970亿日元，上期约372亿日元，债务/EBITDA约1.1倍。9月又确定首期无担保公司债发行条件。

1.1倍本身不算激进，但在未来仍有大额E&P和CCUS投资承诺的情况下，更重要的是未来债务增长速度与新资产自由现金流的匹配。

如果Verdad/Fundare快速贡献现金，杠杆可以被产量增长消化；如果开发成本上升或油价回落，债务就会从“提高资本效率”变成“放大周期风险”。

06.5｜本期净利润含大额特别收益，不能用表面PER替代正常化盈利

公司本期存在事业转让收益、投资有价证券出售收益等大额特别项目。它们是真实的股东价值事件，但不是每年重复的油气经营利润。

因此估值要把“资产变现创造的一次性现金”和“可以重复的经营盈利”分开。

07｜股东、管理层与治理

07.1｜政府37.84%持股是治理结构的核心事实

经济产业省截至2026年3月底持有约9,716万股、占37.84%。其他主要机构股东持股远低于这一比例。

这意味着公司在能源安全、国内资源和政策项目上可能具有普通民营企业没有的长期视角与关系资源，但少数股东也应承认：部分投资可能同时承担政策目标，不能默认所有资本配置只以短期股东回报最大化衡量。

07.2｜新经营计划对资本成本的表达比过去更明确

公司明确上调对股东资本成本和WACC的认识，并设置ROIC目标。管理层还通过项目投资委员会、资产组合重组等方式把资本效率放入治理框架。

这比只宣布销售/产量增长目标更重要，因为资源公司最容易发生的价值破坏就是在高油价和高现金阶段过度收购。

但框架是否有效，最终仍要看收购价格、项目后续投资和自由现金流结果。

07.3｜英国Seagull退出显示公司愿意卖掉风险收益恶化的资产

公司此前出售英国相关子公司，披露理由包括开发资本开支增加及英国税制环境变化。资产出售本身不是一定正确，但至少说明组合并非只进不出。

如果这种纪律能同样用于美国和CCS——当回报低于资本成本时减投或退出——治理质量会更有说服力。

08｜资本政策

08.1｜分红政策提供底线，但当前更大的资本问题是成长投资

公司自2026财年起把股东回报基本方针调整为合并派息率约30%，并设置年分红最低40日元。2027财年当前计划年股息45日元。

这给股东一个现金回报底线，但以9月18日收盘1,929日元计算，45日元股息对应收益率约2.3%，并不是当前投资逻辑的核心。

真正决定股东价值的是1.5万亿日元长期投资能否产生高质量回报。

08.2｜资产出售与并购同时发生，资本组合正在重写

JAPEX出售英国项目、出售部分投资有价证券，同时大额收购美国资产，并继续投入挪威和CCS。

这不是简单“去杠杆”或“加杠杆”，而是把资本从旧资产转向管理层认为回报更高的新资产。

判断这套资本政策要看三条：买入价格是否保守、后续开发资本是否被控制、项目现金回收是否达到目标ROIC。

08.3｜未来股东回报增强依赖核心资产形成进度

公司长期计划表达了在核心资产组合形成后进一步强化股东回报的方向，并保留根据盈利和投资进度提前增强回报的可能性。

这意味着股东当前实际上把部分现金回报让位给成长投资。只有新资产创造的每股价值高于被延迟的分红/回购价值，这个选择才成立。

09｜估值与安全边际

09.1｜0.8倍左右PBR有折价，但折价不是免费午餐

9月18日收盘1,929日元，公开市场数据显示PBR约0.8倍。账面折价看起来有吸引力，但资源企业的账面价值并不自动等于可实现价值。

储量、油价、未来开发成本、税制、弃置义务和资本开支都会改变资产经济价值。更重要的是，公司正在把更多资金投入新项目，所以未来账面资本的质量取决于投资回报。

09.2｜表面约7倍后半PER被特别收益压低

公开预测PER约7倍后半，但本期净利润包含事业转让和投资有价证券出售等大额特别收益。

如果把这些一次性收益当成正常化利润，会夸大便宜程度。

更有意义的估值问题是：在正常资源价格、剔除大额特别收益后，海外E&P与国内基础设施能产生多少可持续税后利润和自由现金流，以及公司为了这些现金流投入了多少资本。

09.3｜当前安全边际来自“资产折价+增长选择权”，同时被资本执行风险抵消

正面是PBR仍低于1倍、国内基础设施和资源资产具有真实价值，美国并购还提供产量增长选择权。

负面是股价已经从2020—2021年低位显著重估，2026年还一度升至2,819日元。市场并非完全没有看到能源价格与海外增长逻辑。

因此当前更像“有折价但需要验证回报”的状态，而不是单纯深度价值。

10｜Kabugami 技术结构

Owner 图后绑定说明： 本次 Review 的 Research / Technical 在无 Owner 图条件下完成；本图是在该 Review 冻结后按同一 Review 身份补绑定，仅用于最终公开展示。文中关于“未继承／未分配 Owner Media”“无图”或 text-only 的表述均描述研究冻结时点，不代表最终页面仍无图；Research Truth、Technical、Score、Review 日期与历史身份均未因此改变。

10.1｜Technical Question：2026年的历史高点是新长期状态，还是高能脉冲后的回落

按2024年1拆5后的可比价格观察，JAPEX 2007年曾达到约1,926日元，2008年迅速跌到600日元附近，此后十多年大部分时间在约300—1,000日元之间运行。

2020年最低约308日元后，长期路径发生明显变化：2021年低点约342、2022年约465、2023年约718、2024年约985。2025年虽然一度跌到约893，但年末又回到约1,570。

2026年3月价格最高升到约2,819，明显突破此前长期历史高位；随后7月最低又回到约1,561，9月18日收在1,929。

所以当前真正的问题不是“有没有突破过”，而是：经历44%左右的深回撤后，价格还能否在远高于2010年代旧区间的位置反复组织。

10.2｜旧低位运行规律已经明显失去控制

2010年代价格多次回到400—800日元一带，说明旧的长期价格吸引区对价格有很强的重新吸收能力。

2021—2025的路径却逐步抬高了年度低点、年度收盘和主要运行区间。即使2025出现明显回撤，也没有重新回到2020年300日元附近，随后还快速回到1,500日元以上。

这不是单次突破，而是多年价格重心迁移。旧的300—1,000日元体系已经明显弱化。

10.3｜但新状态仍没有完成确认：2026回撤太深，2,819仍是一段高能记忆

从2,819回落到1,561，回撤约44.6%。如果新状态已经非常稳定，通常不希望看到如此深的快速回撤。

正面在于，回撤终点仍远高于2020—2023的大部分历史区域，随后约两个半月又回到1,900日元附近。负面在于，新高后的价格还没有经历足够多轮“离开—回抽—保留—再扩张”来证明2,000日元以上已经成为稳定运行区间。

当前可把1,500—1,650日元附近看作这一轮更高状态的重要下沿记忆；1,900—2,000日元附近同时是旧历史高点和当前重组区域；2,819日元则仍是一段高能脉冲留下的上方记忆。

10.4｜恢复速度在变快，但不能把不同能源周期机械比较

2020年低点后，价格用了数年才稳定回到1,000日元以上；2025年跌到约893后，在当年内已经回到1,500日元附近；2026年7月1,561附近低点到9月约1,900也只用了数月。

恢复时间明显缩短是有价值的结构证据，但不同阶段的油价、地缘政治和公司事件并不相同，因此不能把恢复半衰期做成机械指标。

结论应保持在较稳妥的层级：负向冲击后的重新吸收能力比旧周期更强，但价格仍然高度受能源宏观冲击影响。

10.5｜价格领先于财务兑现，当前属于“Price-led”状态

2026年价格在3月先冲到历史高位，而之后公布的Q1营业利润却同比大幅下降；Fundare等新增资产的利润贡献也尚未完全兑现。

9月中旬公开市场又清楚显示：油价和中东局势缓和时，JAPEX会随能源股走弱；紧张升级、油价上行时则迅速得到买盘。

因此当前价格系统仍在交易未来油气价格、地缘政治和海外资产扩张预期，财务结果尚未完全追上。技术与基本面的时序判断是 Price-led / 宏观响应仍强。

10.6｜当前技术结论与失效条件

当前纯价格状态可以概括为：旧低位运动规律明显失去控制，新高位状态已经形成可信雏形，但经历2026年深回撤后仍处于建立过程中。

后续最有价值的确认不是再次碰到2,819，而是重大回抽仍能在1,500—1,650日元以上止住，并在1,900—2,000日元上方形成更多可重复运行历史。若重新长期跌回1,500日元以下并持续回到2024—2025旧区间，新状态判断需要明显下调。

11｜风险与催化剂

11.1｜核心风险

资源价格风险。 原油和天然气价格直接改变收入、储量经济性、项目投资回收与并购回报。

美国资产递减与开发资本风险。 页岩/致密油气资产需要持续钻井维持产量，初始产量高并不等于长期自由现金流高。

LNG采购与地缘政治风险。 2026年波斯湾供应链已经提供真实样本：替代LNG可以保障供应，却可能显著提高成本并压低I/U利润。

大规模资本配置风险。 未来十年投资约1.5万亿日元；如果项目回报低于约8% WACC，即使产量和销售增长，股东价值也可能被稀释。

CCS商业化风险。 技术邻接真实，但收入机制仍依赖政策、碳价、补贴、储存费率和责任制度。

政府持股治理复杂性。 国家能源安全和普通股东资本效率可能大部分时间一致，但并非天然完全一致。

11.2｜主要催化剂

Verdad生产和自由现金流达到或超过收购假设；Fundare按计划完成交易并兑现公司预期的利润贡献；挪威新增项目提前或低成本投产；油气价格维持有利区间；LNG替代采购成本正常化使I/U利润恢复；CCS获得更明确的收费/政策框架；资本支出进度低于预算而项目现金流高于预算；在核心资产形成进度允许时提前强化股东回报。

12｜反常识发现

12.1｜电力不是天然对冲器，反而可能成为LNG采购风险的传导器

Power44临时研究方向最有价值的发现，不是“JAPEX也卖电”，而是它的电力经济结构。

JAPEX自己采购与销售电量对应的LNG，通过FGP的tolling结构把燃料换成电力，再卖给客户。这样做能把LNG基础设施转化成电力销售收入，也能提高客户变现路径。

但2027财年Q1恰好说明：当LNG采购突然变贵，而售价或合同不能同步完整转嫁时，垂直一体化不会自动对冲风险，反而把燃料冲击直接送进I/U利润。

因此电力的正确定位是：真实而重要的资产变现接口、客户渠道与能源组合工具，同时也是燃料采购风险的利润传导通道。

12.2｜JAPEX正在主动放弃“现金很多所以安全”的旧投资逻辑

过去低PBR、厚现金和国内成熟资产可以形成很直观的下行保护。

现在公司主动用现金、债务和未来经营现金流购买海外增长资产。这个变化并不必然变差；如果新项目ROIC显著高于WACC，资本效率反而会提高。

但投资逻辑已经改变：未来的安全边际越来越来自项目回报和资产组合纪律，而不是静态现金余额。

12.3｜CCS最有价值的地方首先是“技术邻接”，不是当前利润

JAPEX并非从零跨界做一个陌生绿色业务。地下储层评价、钻井、注入和监测都与其E&P能力相邻。

这降低了能力迁移风险，却没有消除商业模式风险。CCS能否创造高回报，需要收费机制、政策与责任边界共同成熟。

13｜下一次值得跟踪什么

13.1｜Verdad实际自由现金流而不是产量口号

跟踪产量、井位、递减速度、钻井/完井成本、单位运营成本、对冲和资本开支。最关键的问题是：收购后每投入1日元资本，能留下多少税后自由现金流。

13.2｜Fundare完成交割后的真实利润桥

公司预计本期贡献10亿日元以上营业利润、2028财年全年约150亿日元。交割完成后，要把实际产量、费用、开发投入与这组假设逐项对照。

13.3｜I/U业务能否从LNG冲击中恢复

当前最重要的公开UNKNOWN之一，是电力销售、FGP相关收益、国内气/LNG等在I/U内部的单独利润与客户合同结构披露有限。

下一次优先寻找：替代LNG成本何时消失、成本转嫁程度、I/U季度营业利润恢复速度，以及电力销量下降是否只是调度/采购周期还是需求变化。

13.4｜资本回报目标的实际兑现

公司已把WACC约8%、长期ROIC 10%以上写入计划。未来每次大项目都应问：当前投资回报有没有朝这个目标靠近，还是目标只存在于2035年远期表格。

13.5｜CCS收费与责任框架

真正能把CCS从“战略资产”变成“可估值业务”的证据，是明确的储存费率、合同期限、政策支持、资本需求、运营责任和长期泄漏/监测责任。

13.6｜技术面最有价值的下一条证据

观察未来重大回撤是否仍能保住约1,500—1,650日元一带，并在1,900—2,000日元以上形成更长的重复运行历史。相比再一次冲高，回抽后在哪里停止更能证明新状态是否成立。

14｜Kabugami Score 评分卡

Score Version：V3.2
Kabugami Score：68.05 / 100
Rating：B+

评分中的Technical贡献来自完整纯价格Technical Synthesis，不来自公开月线图、单一指标或基本面事件。

15｜来源与合规

15.1｜Compliance / 风险披露

本报告为公开资料基础上的研究记录，不构成任何形式的投资建议、证券推荐、收益保证或投资招揽。资源类公司的未来盈利对原油/天然气价格、储量、生产递减、汇率、地缘政治、钻井/开发成本及政策变化高度敏感；文中估值、利润与长期计划均可能因这些变量发生重大变化。

报告中的判断、Kabugami Score、Rating和Action是基于2026-09-19这一Review时点可合理获得的信息形成的研究结论。2026-09-18为本报告使用的最新完整东证交易日价格观察点；没有把9月19日尚不存在的日本现货交易数据当作完成价格证据。

Power44的“电力销售业务角色”只作为本轮Open Discovery的起始高信息价值问题。研究在发现海外E&P资本回报对股东结果更关键后，已回到公司本身的最高VOI问题；电力没有被赋予额外权重、固定章节、评分加成或结论方向。

本轮未能在既有Review-specific Owner Media合约下安全确认1662所对应的精确Owner Image身份，因此没有猜测或按附件序号绑定图片。图表缺失不影响Technical Research；Technical结论来自真实长期市场历史。

15.2｜主要一手来源

1. JAPEX｜IR信息与最新决算资料
   https://www.japex.co.jp/ir/

2. JAPEX｜2027年3月期第1四半期决算说明资料（2026-08-06）
   https://www.japex.co.jp/news/uploads/pdf/JAPEX20260806_1Q202703_Explanatory_j.pdf

3. JAPEX｜经营计划
   https://www.japex.co.jp/company/management/managementplan/

4. JAPEX｜电力业务
   https://www.japex.co.jp/business/electricity/

5. JAPEX｜福岛天然气发电站 / tolling结构
   https://www.japex.co.jp/business/electricity/fgp/

6. JAPEX｜中东局势紧张对业绩影响（2026-04-17）
   https://www.japex.co.jp/news/detail/20260417_01/

7. JAPEX｜Verdad Resources收购完成（2026-02-27）
   https://www.japex.co.jp/en/news/detail/20260227_01/

8. JAPEX｜Fundare美国油气资产收购（2026-08-06）
   https://www.japex.co.jp/en/news/detail/20260806_05/

9. JAPEX｜挪威E&P许可证扩张（2026-04-20）
   https://www.japex.co.jp/news/detail/20260420_02/

10. JAPEX｜Alve Nord生产开始（2026-08-28）
    https://www.japex.co.jp/news/detail/20260828_01/

11. JAPEX｜苫小牧CCS项目公司设立（2026-07）
    https://www.japex.co.jp/en/news/detail/20260713_01/

12. JAPEX｜英国子公司/Seagull相关资产退出
    https://www.japex.co.jp/news/detail/20250324_01/

13. JAPEX｜现金流数据
    https://www.japex.co.jp/ir/figure/cf/

14. JAPEX｜分红政策变更
    https://www.japex.co.jp/news/detail/20250513_05/

15. JAPEX｜股式信息 / 大股东
    https://www.japex.co.jp/ir/stock/stockinfo/

16. JAPEX｜苫小牧制钢所Virtual PPA（2025-09-16）
    https://www.japex.co.jp/news/detail/20250916_01/

15.3｜市场与价格历史来源

17. Yahoo!ファイナンス｜1662 石油資源開発 株价・估值・日线
    https://finance.yahoo.co.jp/quote/1662.T

18. 株探｜1662 年次价格履历
    https://s.kabutan.jp/stocks/1662/historical_prices/yearly/

公开价格历史按公司2024年1拆5后的可比口径理解。Technical Research使用完整交易日和长期价格生命史，不用未完成日/月K作为settled confirmation。

15.4｜研究边界与未解决问题

以下问题在当前公开资料下仍保留为Research Debt，而不是用推测填空：

• 电力零售、FGP相关收益、天然气/LNG等I/U内部业务的独立利润率、客户集中度和合同价格转嫁条款；
• Verdad收购后逐井递减、单位开发成本、对冲和真实自由现金流是否达到收购假设；
• Fundare完成交割后实际产量与2028财年约150亿日元营业利润预期之间的兑现程度；
• CCS的长期储存费率、政策补贴、责任边界与项目ROIC；
• 经济产业省37.84%持股下，国家能源安全目标和少数股东资本回报在未来大项目中的实际取舍。

这些UNKNOWN已进入下一次Review的优先研究入口；它们没有被评分或公开表达偷偷改成确定事实。

Publication continuity： 本轮形成1662的正式FIRST_COMPLETE HANDOFF；后续公开交付只走既有Single Report → WordPress → Permanent / Gateway / PDF / Timeline / SEO-GEO路径，不创建第二发布路径。