印度尼西亚油气市场监管体系简述

陈曦 张竹育

摘要：近年来，传统油气生产大国印度尼西亚的国内LNG市场快速增加。EIA数据显示，自2000年以来，印度尼西亚LNG产量增长25%，但出口量下降约40%。这吸引了大批国外投资者参与印度尼西亚LNG市场，特别是投资门槛更低、具有更大投资潜力的下游市场。本文拟介绍印度尼西亚油气市场的主要监管体系，重点关注油气下游市场相关的监管政策，为正在跟踪这一市场的中国企业提供参考。

关键词：印度尼西亚油气市场；监管体系

1.印度尼西亚油气市场主要法律体系

1.1 2001/22号法案 石油天然气法[1]

2001年10月23日，印度尼西亚通过新的石油天然气法。该法案是印度尼西亚油气行业的纲领性法案，共14章67条，其中第4至10条规范油气上游，第38至43条规范油气下游。对于油气上游的勘探和开采环节，法案要求商业实体需与政府下辖的印度尼西亚油气特别工作小组（SKK MIGAS）签署《产量分成合同》，从而实现政府对上游环节的控制。下游的处理、运输、存储及零售等环节，由下游操作执行委员会（BPH MIGAS）进行管控，负责发放各类经营牌照。上、下游环节均对外资、私人资本开放，但禁止从事上游业务的实体从事下游业务，反之亦然。

1.2 2007/25号法案 投资法及 2007/40号法案 公司法

外国投资者可通过外国公司在印度尼西亚的分支机构（PE）或者在印度尼西亚当地成立有限责任公司（PT）开展油气上游业务。但每家PE或PT仅可签署一份《产量分成合同》。对于PT类公司开展的油气下游业务，《投资法》允许其以外汇支付并汇出股息或分红。

2016年5月18日，印度尼西亚发布2016/44号总统令，公布了对PT类公司的投资负面清单，包括：

- 陆上钻探业务，禁止外国资本进入；

- 海上钻探业务，外资持股比例不可超过75%；

- 陆上管道、生产设施、垂直及水平储罐的安装，禁止PT类公司进行建造服务；

- 海上管道及球罐的安装，外资持股上限为49%；海上平台的建造服务，外资持股上限为75%；

- 油井的运行和维护、设计和工程支持服务、技术检查，均禁止外资进入；

- 油气勘查服务，外资持股上限为49%。

1.3 印度尼西亚银行2015年第17号法规

法规要求自2015年7月1日起，在印度尼西亚境内进行的现金或非现金交易，必须使用当地币卢比进行结算并支付。各类商品和服务的报价必须采用卢比，同时不可采用双币种报价。但油气基础设施类项目，可以在获得能源部的批准、及印度尼西亚银行的豁免函后，对上述限制取得豁免。

2.印度尼西亚油气市场主要监管机构[2]

能源及矿产资源部，是印度尼西亚能源政策的制定和执行机构，其主要职能包括确保商业活动的合法合规性、制定全国天然气输配送总体规划等。

SKK MIGAS负责监管油气上游业务，代表政府与企业签署《产量分成合同》，其他职能包括向能源部推荐准备授标的合同区块和合作合同、评估指定区块内的油气田开发计划、监督已签署的《产量分成合同》执行情况。SKK MIGAS的负责人由总统任命，并直接向总统负责。

BPH MIGAS主要职能是控制天然气的输送和分配，分配石油天然气输送和储存设施的使用，设定天然气管线输送费用和民用、小用户天然气价格等。其决策机制相对独立，9位理事会成员均由印度尼西亚国会任命。

3. 油气下游操作相关的监管情况

油气下游相关的法律法规文件主要包括石油天然气法和GR30/2009号实施法规。[3]

3.1 天然气管道的建設与运营

在印度尼西亚指定区域内开展天然气输配送管道的建设与运营，相关管道线路必须首先被纳入到《天然气基础设施总体规划方案》中，并参加BPH MIGAS组织的竞标、获得其颁发的“特殊许可”（hak khusus）后，方可开展业务操作。

3.2 天然气管线输送费用的设定

印度尼西亚于2008年颁布新的法规，以修订天然气管道输送费用的计算方式，具体包括：

（1）具有天然气管道运营“特殊许可”的企业向BPH MIGAS提交运费初步方案；

（2）BPH MIGAS评估该方案，并平衡兼顾输气企业、用户及终端消费者的利益；

（3）BPH MIGAS组织公开听证会，输气企业及用户参会；

（4）BPH MIGAS理事会对价格方案作出最终决策；

（5）价格方案有两种计价模式可供选择：一种是“邮票模式”，即在某一特定范围内的各类客户所需支付的运费相同；第二种是“距离模式”，即根据客户距离气源点的距离不同，收取不同额度运费。

（6）经输气企业或管道用户申请，在以下情形下，经批复的运费方案可由BPH MIGAS进行修改：

- 管道总投资金额发生变化；

- 管道用户数量发生变化；

- 运维成本发生较大变化；

- 输气量发生变化；

（7）输气企业每月提交报告，确保经批复价格方案的落实，以及是否存在上述变化。

3.3 天然气的液化、再气化、储存、运输

运营商需取得能源与矿产资源部发放的经营牌照。对于天然气运输业务，还需先行取得BPH MIGAS颁发的“特殊许可”。

3.4 天然气定价

天然气经销商可以与终端用户以协议的方式商定天然气价格，但需确保25%以上的产能供应国内用户。除对小规模用户实行国家指导价格外，向其他用户的天然气售价不受国家监管，各经销商间存在相互竞争。

尽管上述机制削弱了政府对天然气价格的监管，但政府仍通过下述两个渠道干预价格：一是要求上述经协商的天然气价格，需在经过能源部下设的SKK MIGAS批准后方可执行；二是通过印度尼西亚境内最大的天然气贸易商--国有控股的Pertamina和PGN干预市场价格。

4. 结语

本文介绍了印度尼西亚油气市场现行监管体系。对于中国投资者而言，欲在印度尼西亚开发油气类项目，首先应熟悉其行业监管体系，从而依法合规开展业务。

参考文献

[1] 印度尼西亚《石油和天然气法》，2001年11月

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

[3] 孙仁金，陈焕龙，吕佳桃.印度尼西亚石油天然气开发管理与对外合作[J]. 国际经济合作，2008（8）：81-86

（作者单位：中国机械设备工程股份有限公司）