印度尼西亞油氣市場監管體系簡述

陳曦 張竹育

摘要：近年來，傳統油氣生產大國印度尼西亞的國內LNG市場快速增加。EIA數據顯示，自2000年以來，印度尼西亞LNG產量增長25%，但出口量下降約40%。這吸引了大批國外投資者參與印度尼西亞LNG市場，特別是投資門檻更低、具有更大投資潛力的下游市場。本文擬介紹印度尼西亞油氣市場的主要監管體系，重點關注油氣下游市場相關的監管政策，為正在跟蹤這一市場的中國企業提供參考。

關鍵詞：印度尼西亞油氣市場；監管體系

1.印度尼西亞油氣市場主要法律體系

1.1 2001/22號法案 石油天然氣法[1]

2001年10月23日，印度尼西亞通過新的石油天然氣法。該法案是印度尼西亞油氣行業的綱領性法案，共14章67條，其中第4至10條規范油氣上游，第38至43條規范油氣下游。對于油氣上游的勘探和開采環節，法案要求商業實體需與政府下轄的印度尼西亞油氣特別工作小組（SKK MIGAS）簽署《產量分成合同》，從而實現政府對上游環節的控制。下游的處理、運輸、存儲及零售等環節，由下游操作執行委員會（BPH MIGAS）進行管控，負責發放各類經營牌照。上、下游環節均對外資、私人資本開放，但禁止從事上游業務的實體從事下游業務，反之亦然。

1.2 2007/25號法案 投資法及 2007/40號法案 公司法

外國投資者可通過外國公司在印度尼西亞的分支機構（PE）或者在印度尼西亞當地成立有限責任公司（PT）開展油氣上游業務。但每家PE或PT僅可簽署一份《產量分成合同》。對于PT類公司開展的油氣下游業務，《投資法》允許其以外匯支付并匯出股息或分紅。

2016年5月18日，印度尼西亞發布2016/44號總統令，公布了對PT類公司的投資負面清單，包括：

- 陸上鉆探業務，禁止外國資本進入；

- 海上鉆探業務，外資持股比例不可超過75%；

- 陸上管道、生產設施、垂直及水平儲罐的安裝，禁止PT類公司進行建造服務；

- 海上管道及球罐的安裝，外資持股上限為49%；海上平臺的建造服務，外資持股上限為75%；

- 油井的運行和維護、設計和工程支持服務、技術檢查，均禁止外資進入；

- 油氣勘查服務，外資持股上限為49%。

1.3 印度尼西亞銀行2015年第17號法規

法規要求自2015年7月1日起，在印度尼西亞境內進行的現金或非現金交易，必須使用當地幣盧比進行結算并支付。各類商品和服務的報價必須采用盧比，同時不可采用雙幣種報價。但油氣基礎設施類項目，可以在獲得能源部的批準、及印度尼西亞銀行的豁免函后，對上述限制取得豁免。

2.印度尼西亞油氣市場主要監管機構[2]

能源及礦產資源部，是印度尼西亞能源政策的制定和執行機構，其主要職能包括確保商業活動的合法合規性、制定全國天然氣輸配送總體規劃等。

SKK MIGAS負責監管油氣上游業務，代表政府與企業簽署《產量分成合同》，其他職能包括向能源部推薦準備授標的合同區塊和合作合同、評估指定區塊內的油氣田開發計劃、監督已簽署的《產量分成合同》執行情況。SKK MIGAS的負責人由總統任命，并直接向總統負責。

BPH MIGAS主要職能是控制天然氣的輸送和分配，分配石油天然氣輸送和儲存設施的使用，設定天然氣管線輸送費用和民用、小用戶天然氣價格等。其決策機制相對獨立，9位理事會成員均由印度尼西亞國會任命。

3. 油氣下游操作相關的監管情況

油氣下游相關的法律法規文件主要包括石油天然氣法和GR30/2009號實施法規。[3]

3.1 天然氣管道的建設與運營

在印度尼西亞指定區域內開展天然氣輸配送管道的建設與運營，相關管道線路必須首先被納入到《天然氣基礎設施總體規劃方案》中，并參加BPH MIGAS組織的競標、獲得其頒發的“特殊許可”（hak khusus）后，方可開展業務操作。

3.2 天然氣管線輸送費用的設定

印度尼西亞于2008年頒布新的法規，以修訂天然氣管道輸送費用的計算方式，具體包括：

（1）具有天然氣管道運營“特殊許可”的企業向BPH MIGAS提交運費初步方案；

（2）BPH MIGAS評估該方案，并平衡兼顧輸氣企業、用戶及終端消費者的利益；

（3）BPH MIGAS組織公開聽證會，輸氣企業及用戶參會；

（4）BPH MIGAS理事會對價格方案作出最終決策；

（5）價格方案有兩種計價模式可供選擇：一種是“郵票模式”，即在某一特定范圍內的各類客戶所需支付的運費相同；第二種是“距離模式”，即根據客戶距離氣源點的距離不同，收取不同額度運費。

（6）經輸氣企業或管道用戶申請，在以下情形下，經批復的運費方案可由BPH MIGAS進行修改：

- 管道總投資金額發生變化；

- 管道用戶數量發生變化；

- 運維成本發生較大變化；

- 輸氣量發生變化；

（7）輸氣企業每月提交報告，確保經批復價格方案的落實，以及是否存在上述變化。

3.3 天然氣的液化、再氣化、儲存、運輸

運營商需取得能源與礦產資源部發放的經營牌照。對于天然氣運輸業務，還需先行取得BPH MIGAS頒發的“特殊許可”。

3.4 天然氣定價

天然氣經銷商可以與終端用戶以協議的方式商定天然氣價格，但需確保25%以上的產能供應國內用戶。除對小規模用戶實行國家指導價格外，向其他用戶的天然氣售價不受國家監管，各經銷商間存在相互競爭。

盡管上述機制削弱了政府對天然氣價格的監管，但政府仍通過下述兩個渠道干預價格：一是要求上述經協商的天然氣價格，需在經過能源部下設的SKK MIGAS批準后方可執行；二是通過印度尼西亞境內最大的天然氣貿易商--國有控股的Pertamina和PGN干預市場價格。

4. 結語

本文介紹了印度尼西亞油氣市場現行監管體系。對于中國投資者而言，欲在印度尼西亞開發油氣類項目，首先應熟悉其行業監管體系，從而依法合規開展業務。

參考文獻

[1] 印度尼西亞《石油和天然氣法》，2001年11月

[2] PwC Indonesia，Oil and Gas in Indonesia- Investment and Taxation Guide，May 2018.

[3] 孫仁金，陳煥龍，呂佳桃.印度尼西亞石油天然氣開發管理與對外合作[J]. 國際經濟合作，2008（8）：81-86

（作者單位：中國機械設備工程股份有限公司）