投资印尼油气：上游监管规则与实务应对（上篇）

2参见DelapanCapaianKinerjaPositifHuluMigasTengahTahun2025,访问链接：https://www.petroenergy.id/2025/07/22/delapan-capaian-kinerja-positif-hulu-m一、印尼上游油气行业监管规则印尼油气资源秉持“国家所有”与“中央管控”的原则。根据印尼《1945年宪法》第33条3款，印尼领土范围内的土地、水域及矿藏资源均属国家所有，须由国家加以掌控，并应最大程度地用于增进人民福祉3。因此，印尼上游油气资源的开发活动始终处于国家监管与政府主导的制度体系之下。 ·此外，印尼还设有负责油气活动日常andGas,"DGOG"),为MEMR下设机构，负责日常监管和区块招标的组织及管理；以及(2)上游油气业务特别工作组 协议的执行，主要职责包括发布上游油气活动的政策和工作指南，审批承包商的年度工作计划与预算(WorkProgram&理。最后，开展上游油气活动可能会同时涉及健康、环境、安全、土地等方面的监管规定，取决于不同的活动地点，各地政府部门(例如地方土地办公室)有权对此类活动实施相应的监督和管理，例如颁发相关许可证书。印尼上游油气活动的总体法律框架主要由2001年第22号《石油和天然气法》(经2023年第6号《创造就业法》修订，“《石油和天然气法》”)以及2004年第35号《关于上游油气活动的政府条例》(经2009年第55号政府条例修订，“《2004年第35号政府条例》”)构成。作为上述法律的补充，MEMR(通过其下属机构)进一步颁布了各项配套规则，包括(但不限于):的权利；3除上述行业性特别监管规定外，开展相关业务活动的实体也有义务遵守印尼当地一般性的法律规定，例如第30/2007号能源法、第25/2007号投资法、第40/2007号有限责任公司法、第28/2025号关于实施基于风险的商业许可制度的政府条例以及其他与环境、土地、安全有关的法律法规。印尼对于外商投资原则上持开放态度。根据第25/2007号投资法及印尼正向投资清单(即2021年第10号《关于投资业务领域的总统条例》及其修订)的规定，除法律明确禁止外商投资的行业以及仅保留给中央政府从事的行业外，其余行业领域均允许外国投资者参与4。就上游油气活动(即油气资源的勘探、开发和生产)而言，印尼法律并未对外国投资者设置禁止参与或限制持股比例的规定，但在运营实体的形式及业务许可等方面，印尼法律设置了若干需要投资者关注的规则。例如：(1)实体形式·登记为外国公司的常设机构(PE)。在这种模式下，外国母公司(或其境外投资平台)无需在印尼境内注册成立独立的法人实体，而是通过在印尼登记设立PE的方式直接参与上游油气活动；或者·设立独资或合资的外商投资有限责任公司(PTPMA)。PTPMA是根据印尼法律注册登记的独立法人实体，其不仅需要满足最低注册资本和实缴资本的要求，也需要根据拟从事业务活动所属的印尼标准行业分类(KBLI)满足相应的最低投资总额要求5。相较于外国公司常设机构，外商投资有限责任公司这一形式通常更适用于拟在印尼长期经营、计划配置本地运营及管理团队、拟引入融资或本地合作伙伴，或计划在未来开展项目收购、参与权益转让及配套业务布局的投资者。无论采用上述何种途径，从事上游油气活动的实体均须从中央政府获得企业识别号码(NIB)并申请对应的业务许可(如适用)。结合《石油和天然气法》6以及第28/2025号关于实施基于风险的商业许可制度的政府条例的相关规定，在取得企业识别号并签署合作协议(JointCooperationContract,“JCC”)的情况下，相关实体可据此开展油气勘探和开发活动。印尼法律下JCC最为常见的形式便是产量分成合同(ProductionSharingContract,“PSC”)7。此外，承包商还需要根据项目所在地、项目阶段及具体设施类型完成其他审批、备案或许可程序，例如环境影响评价或环境批准、土地取得或土地使用安排、建设及设施许可、安全与技术合规要求、进口设备安排等。根据《石油和天然气法》第13条8,印尼采取上游项目主体“单一工作区”原则。即一个有限责任公司或一个登记的常设机构在同一时期内原则上只能持有一个工作区域的参与权益。如果投资者计划在印尼竞标或收购多个区块的参与权益，需要针对每个区块分别设立独立的法律实体或登记为常设机构。6ArticleofLawNo.22of2001:TheUpstreamBusinessActivityasr8Article13ofLawNo.22of2001:(1)Everybpermanentestablishmentmanagingmoret(3)辅助性活动许可尽管印尼现行法律并未对开展上游油气活动的外国投资者设置一般性的持股比例限制，但上游油气承包商在作业过程中，通常需要开展相关辅助性活动，例如储存和运输开发的天然气并为此建设相关配套设施。根据《石油和天然气法》第10条9,从事上游业务活动的实体原则上不得同时从事下游油气业务，反之亦然。但如果相关活动构成特定工作区域POD的一部分且直接服务于PSC项下的油气生产和处理，则承包商在满足PSC约定、POD审批及主管机关要求的前提下，通常可以将其作为上游活动的组成部分开展10。对于面向第三方或以持续营利为目的开展的加工、运输、储存和贸易活动，则应单独适用印尼下游油气监管规则，并需要由符合条件的实体取得相应的业务许可(例如天然气运输业务许可、天然气储存业务许可、天然气贸易业务许可等)。此外，部分下游业务 (例如下游的成品油销售)可能还涉及外资持股比例的限制，外国投资者如希望开展相关活动的，有必要提前进行调研并综合考虑当地法律的要求，必要时提前评估与印尼本地企业设立合资公司或进行商业合作的可行性。二、油气矿业权授予制度与PSC模式如上文所述，印尼政府享有在其领土范围内开采油气矿产资源的专属权限，私营公司通常需要在印尼政府划定的特定工作区域内，依据PSC从事油气勘探和开发活动。根据MEMR第35/2021号条例，PSC的授予(即油气矿业权的授予)可采取以下两种方式11:(1)常规招标(RegularTender)MEMR(通过DGOG)定期向全球发布新区块的电子招标公告并规定招标流程。投标者通常需支付一定费用购买招标信息包及相关的政府数据包，并在投标时提交详尽的投标文件，核心内容通常包含申请表、公司简介、技术和财务报告、WP&B、投标保函、对接受并履行招标文件所附PSC基本条款的承诺等¹2。MEMR招标小组将对投标文件开展技术、财务以及绩效方面的评估，并最终宣布中标者。在印尼注册成立的独立法律实体(包括PTPMA)或外国公司的常设机构(PE)均可参与投标。投资者若对印尼某些尚未勘探或处于开放状态的区域感兴趣，可以向DGOG提交提案，并与DGOG联合开展技术和地质可行性研究13。联合研究完成后，该区域将进入公开招标程序，而发起联合研究的投资者在招标中享有一次在同等竞标条件下优先匹配最高报价的权利4。与常规招标相同，在印尼注册成立的独立法律实体(包括PTPMA)和外国公司的常设机构(PE)均可参与直接要约程序。MEMR第35/2021号条例亦允许独立法律实体或常设机构针对符合条件的开放区域提出不经联合研究的直接要约。此类项目通常需要投资者对有关区域具有较充分的数据基础，并能直接向主管机关提交技术、经济和商业层面的开发建议15。除直接从政府获得油气矿业权外，外国投资者亦可通过受让既有承包商的参与权益、收购持有PSC参与权益的项目公司股权、签署Farm-in或Farm-out协议等方式进入已开发或已发现油气资源的项目。此类交易通常取决于交易双方之间的谈判，同时涉及PSC和监管规则项下的政府审批、同意或确认要求(相关内容将在本文下篇予以进一步介绍)。5值得注意的是，MEMR第14/2025号条例为既有工作区的增产活动提供了新的合作框架。该条例允许现有PSC承包商在工作区的部分区域内，为提升油气产量与符合条件的合作方开展多种形式的合作，包括运营或技术伙伴关系、与地方政府所属企业(BUMD)的生产合作、成熟或遗留油井的开采合作等，为投资者参与印尼上游油气活动提供了更多元的路径。成本回收式PSC是印尼传统的产量分成模式。在该模式下，承包商自行垫付勘探和开发的资本与运营支出，并承担全部的财务和技术风险。一旦实现商业化生产，承包商有权在符合法律规定的情况下优先通过生产的原油或天然气进行成本回收。多数情况下，成本回收式PSC包含“首批石油”(FirstTranchePetroleum)条款，约定在进行任何成本回收和产量分配之前，政府将优先获得特定比例石油。在扣除首批石油和成本回收之后，剩余产出按照PSC约定的比例在国家和承包商之间进行分配。成本回收式PSC的一项重要特征是，承包商可回收的费用必须严格遵循相关法规的规定：根据《2004年第35号政府条例》及2010年第79号《关于上游油气业务可回收费用及所得税处理的政府条例》,并非全部实际支出均可当然计入成本回收。通常而言，成本可回收性取决于该等成本是否与PSC工作区作业直接相关、是否符合已获批准的WP&B、是否符合采购程序、是否具有充分的凭证和审计支持，以及是否属于适用规则或PSC明确排除的不可回收成本(包括但不限于未经SKKMigas事先批准的某些集团内部费用公摊、不符合条件的利息支出等)16。此外，在成本回收模式下，SKKMigas对承包商的年度WP&B以及工程采购活动实施实质性审批和监督。从投资者角度看，成本回收式PSC的主要优势在于，对于勘探风险高、技术难度大、开发周期长、资本开支高或基础设施缺乏的项目，承包商在实现商业生产后，有机会通过油气产量回收符合条件的前期投资，从而降低实际经济损失的不确定性。其主要限制则在于，项目执行和成本控制受到更严格的监管，审批链条较长，采购、预算和成本核销的合规要求较高。总分成式PSC是印尼政府于2017年引入的新型产量分成模式。在该模式下，承包商同样承担全部运营和资本支出，但不享有从产量中优先回收成本的权利17。承包商的收益不取决于其实际成本是否被认定为可回收，而取决于PSC约定的分成比例及适用的调整机制。根据MEMR第13/2024号条例及配套的第230号部长决定，总分成式PSC的具体分成比例应基于基础分成 (BaseSplit)18,并根据储量规模、油田位置、基础设施可用性以及当时的油气价格等因素，通过可变和递增的组成部分进行调整。在某些情况下(例如POD获得批准或合同延期时),可能会授予额外的产量分成；此外，当项目实现高于预期的经济回报时，政府的分成比例也可能增加19。根据MEMR第13/2024号条例，承包商仍需向SKKMigas提交年度WP&B;SKKMigas负责评估并批准或拒绝工作计划，而预算主要作为评估工作计划的支持材料0。从投资角度看，总分成式PSC的主要优势在于成本回收核销和预算审批流程相对简化，承包商能够通过更具弹性的分成安排改善项目经济性。其主要风险在于，承包商需承担成本超支、效率不足、通胀和技术失败的经济后果；即使项目已发生较大规模的资本投入，承包商也不能像成本回收模式下那样，通过后续产量优先回收相关成本。https://peraturan.bpk.go.id/Details/5103#:~:text=Peraturan%20Pemerinta17参见MEMR第13/2024号条例第1条、第2条及第19条，访问链接：htts://peraturan.bpk.go.id/Details/296590/permen-esdm-n0-13-tahun-2024。18参见初始基础分成比例一般为：原油项目中国家占比53%、承包商占比47%;天然气项目中国家占比51%、承包商占比49%,参见pwc:OilandGasinIndonesia:Investment,taxation,andr19参见EnergyLawsandRegulations2026-Indonesia,访问链接：htts:/www./practice-areas/energylaws-and-regulations/indonesialo20参见MEMR第13/2024号条例第20条。总结而言，两种PSC模式的关键区别在于，成本回收式PSC通常伴随更严格的预算、采购和成本回收审查，项目执行的审批周期和监管不确定性相对较高，但承包商产生的合规成本可通过发现的油气进行回收(这一点在作业成本因地质、技术、经济等因素大幅上升时显得格外重要);而总分成式PSC下承包商享有的自主度更高，并可能通过更具弹性的分成调整机制取得更有利的产量分成；但由于其不享有成本优先回收机制，承包商也会暴露于成本超支、项目延期乃至无法回收其成本的潜在风险之中。实践中，投资者应结合具体工作区域的地质条件、勘探成熟度、开发计划、基础设施、油气价格等因素，对项目开展完整的评估和分析，以选择合适的合同模式。MEMR第13/2024号条例引入了更具弹性的合同模式转换机制。与此前实践中承包商通常需在合同期限内维持既定PSC模式的情形相比，该条例允许符合特定条件的总分成式PSC的承包商可以申请转换为成本回收式PSC,反之亦然21。但从成本回收式转换为总分成式，原则上仅适用于在MEMR第13/2024号条例生效日(即2024年8月12日)之后签订的合同²2。申请合同转换须满足法定条件，并基于合理的技术和经济依据23。例如，在勘探阶段，承包商