解答: 3業態 = 石油精製・元売り（ENEOSHD/出光興産/コスモエネHD/富士石油）／石油・天然ガスE&P（INPEX/石油資源開発）／石炭・コークス/鉱業（日本コークス工業/日鉄鉱業）。
営業利益率最高はINPEX（56.5%）、自己資本比率最堅牢は石油資源開発（67.3%）（INPEX 61.4%が続く）。
採点観点: ①3業態（精製元売り/E&P/コークス鉱業）と代表企業 ②営業利益率最高=INPEX 56.5% ③自己資本比率最堅牢=石油資源開発67.3% 出典: 第1部 §2-1・§3

解答: E&P2社の売上合計（INPEX 20,114億 + 石油資源開発 3,891億 = 24,005億）÷ 業界8社合計（約279,503億）で約8.7%（売上の約9%）。
しかし営業利益は業界全体の73%超をE&P2社が稼ぐ。
理由は上流型E&Pの構造的高収益性——探鉱・開発投資完了後はLiftコストが低く、原油・LNG価格がほぼそのまま利益に転化する（INPEXは営業利益率56.5%）。
精製元売りは原材料比率70〜80%の「流通業」型で薄利（1〜5%）。
採点観点: ①E&P2社の売上シェア約8.7% ②営業利益シェア73%超 ③E&P型は低Liftコスト×原油価格転化で高収益——精製型との業態差が根本要因 出典: 第1部 §1・§3-1

解答: 精製元売りは新規参入の脅威が極低（製油所の巨大設備投資・石油業法・備蓄義務・政府許認可）。
一方で代替品の脅威が高（EV化・再生可能エネルギー普及・燃料需要の長期減少）。
E&Pは新規参入の脅威も極低（探鉱技術・資本・政府関係が参入障壁）だが、代替品脅威は中〜高（脱炭素・水素転換で需要縮小リスク）。
精製型と異なりE&Pは供給者交渉力が低い（自社生産・権益保有）のに対し、精製型はOPEC+による原油価格支配が最大の構造リスク。
採点観点: ①精製元売り=新規参入極低（巨大投資・規制） ②精製元売り=代替品高（EV・再エネ） ③E&Pは供給者交渉力低（自社生産）＋新規参入も極低 ④OPEC+が精製型の構造リスク 出典: 第1部 §4（5フォース）

解答: 上流（探鉱・開発・生産）= INPEX・石油資源開発（E&P型。原油/LNG生産コスト×生産量×価格で収益）。
中流（精製・加工）= ENEOS・出光・コスモ・富士石油（精製元売り。スプレッド×処理量×稼働率の薄利構造）。
コークス炉加工・石炭採掘 = 日本コークス・日鉄鉱業（製鉄業連動型）。
最も高収益な段階は上流（E&P）——INPEXの営業利益率56.5%がその象徴（Liftコスト低く原油価格上昇が直接利益に転化）。
採点観点: ①上流=INPEX・石油資源開発 ②中流=精製元売り4社 ③コークス/鉱業の位置づけ ④上流（E&P）が最高収益——Liftコスト構造が理由 出典: 第1部 §5-1

解答: 精製元売りは原油在庫を総平均法（または移動平均法）で評価するため、原油価格変動が在庫評価額に直撃してPLが歪む（数百億〜数千億円規模の一時的損益）。原油急落時: 高コストで仕入れた在庫が残存 → 評価損（one-time）。原油急騰時: 低コストで仕入れた在庫の評価益（one-time）。
アナリストはこの在庫評価損益を除外した正常化EBITDA（＝報告EBITDA ± 在庫評価損益）で実力評価する。
スプレッドのサイクルも平均化して使う。
採点観点: ①在庫評価損益の仕組み（平均法×価格変動） ②急落時=評価損・急騰時=評価益 ③正常化EBITDA=報告EBITDA±在庫評価損益の除外 出典: 第1部 §5-2・第2部 §7-3

解答: 石油業法に基づき元売り各社は常時70日分の石油備蓄を維持する義務がある（国家備蓄の民間版）。
数千億〜1兆円規模の棚卸資産が常時拘束されるため、CCC（DSO+DIO−DPO）が構造的に長期化（精製元売りで15〜75日）する。
さらに自己資本比率を押し下げ（精製元売り23〜35%）、財務余力を圧縮する。E&P型は生産即売上のパターンが多く棚卸資産が最小（DIO最短）——CCCは短く自己資本比率58〜77%と財務堅牢性が別次元。
採点観点: ①民間備蓄義務=常時70日分維持 ②数千億〜1兆円の運転資本固定 ③CCC長期化・自己資本比率圧迫 ④E&P型との対比（棚卸最小・CC短・自己資本比率58〜77%） 出典: 第1部 §5-3・第2部 §7-3

解答: 石油精製・元売り = 処理量（バレル/日）× クラックスプレッド（円/バレル）× 為替 ± 在庫評価損益。
E&P = 生産量（BOE/日）× 実現価格（USD/BOE）× 為替 ± ヘッジ損益。
コークス = 出荷量（万トン）× 単価（製鉄業交渉価格）。
最重要コスト論点: 精製元売り＝原油仕入価格（変動費70〜80%）と在庫評価損益、E&P＝Liftコストと探鉱開発費・埋蔵量枯渇、コークス＝原料炭調達コストと炉稼働率（固定費吸収）。
採点観点: ①精製元売り恒等式（処理量×スプレッド×為替±在庫評価） ②E&P恒等式（生産量×実現価格×為替） ③コークス恒等式（出荷量×単価） ④各業態の最重要コスト論点 出典: 第2部 §7-1・§7-2

解答: 精製元売り・コークス製造は主要な炭素コスト負担者（製油所・コークス炉が主要排出施設）——排出枠購入コストが段階的に増加し実質コストが上昇。
一方で精製元売りはGXの受益者でもある: 2030年SAF義務化（航空燃料10%SAF化）で制度的需要が創出（ENEOS・出光・コスモが対象）、GX経済移行債（20兆円）のSAF/水素/CCS補助金を活用可能。
コークス製造（日本コークス）は受益面が乏しく構造縮退の加速リスク（高炉電炉化・水素還元製鉄移行とGX-ETSのダブルパンチ）。
採点観点: ①精製・コークス=炭素コスト負担増（排出枠購入） ②精製元売り=SAF義務化・補助金の受益者 ③コークス=受益乏しく構造縮退加速 出典: 第2部 §7-7・§8-1

解答: 主要評価指標は正常化EV/EBITDA（在庫評価損益除外）・NAV（E&P向け埋蔵量の現在価値）・PBRの3つ。
INPEXのEV/EBITDA 3.7xは市場が資源枯渇リスクと将来キャッシュフロー減少を先行してディスカウントしているため——埋蔵量が枯渇すれば事業は終焉するため、スタティックなEV/EBITDAだけでは割安判断は不十分でNAV（埋蔵量のPV-10等）での補完評価が必須。
日本コークスはFY2025に営業赤字・EBITDAが実質マイナスになる可能性があるためEV/EBITDA算出不可——代替はPBR（清算価値）と事業転換進捗（エンジニアリング・リサイクル事業の黒字化率）。
採点観点: ①正常化EV/EBITDA・NAV・PBRの3指標 ②INPEX=資源枯渇ディスカウントでNAV補完必須 ③日本コークス=赤字でEV/EBITDA不可→PBR+事業転換進捗 出典: 第2部 §7-5・§9-1