印度尼西亚油气工业状况与投资环境分析

卫培

( 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院）

印度尼西亚（以下简称 “印尼”）是东南亚国家联盟（简称 “东盟”）最大的经济体，也是“一带一路” 上的重要国家。该国从19世纪70年代开始进行陆上油气地质调查，是世界上最早发展油气工业的国家之一。在 “海上丝绸之路” 沿线资源国中，印尼油气储量、产量与待发现资源量均居首位，是东南亚最大的原油和天然气生产国。

然而，近年印尼石油产量逐年下降。随着经济发展，能源需求增加，从2004年起，印尼成为原油进口国，此后国内能源缺口逐年递增。印尼国内天然气市场一直处于供大于需的状态，随着经济的发展，如果天然气生产维持现状，在不久的将来，印尼天然气市场或将面临供不应求的局面。因此，印尼希望启用新的合同体制，吸引外资进入油气行业，提高印尼原油和天然气产量。

2013年，中国与印尼建立全面战略伙伴关系，两国加强了全面能源合作。目前，印尼是中国第六大天然气进口来源国，中国能源企业在印尼上下游均有业务往来。分析印尼的油气工业发展前景和对外合作环境，可以为中国未来能源进口和投资决策提供科学依据。

1 印尼油气工业状况

1872年，印尼第一口油井在西爪哇马贾地区钻取，宣告印尼油气工业就此兴起。1885年，由于北苏门答腊的原油发现，在此后一个多世纪里，印尼成为国际油气市场热土，随着外国石油公司的涌入以及大量勘探活动的开展，爪哇、加里曼丹、苏拉威西和纳土纳海等地先后发现油气田。1921年，印尼最大的塔朗阿卡尔（Talang akar）油田被发现。

1961年，印尼加入石油输出国组织（欧佩克），成为该组织中唯一的亚太地区国家。随着经济发展，印尼对石油的需求不断提高，生产却受到欧佩克配额的限制，因此，2008年印尼退出了欧佩克。2015年，印尼重新申请欧佩克成员资格，但2016年12月再次冻结了这一身份，主要原因是印尼正逐渐成为石油净进口国，无法参与欧佩克的协同减产行动。

1.1 印尼油气储量情况

印尼国内地质构造复杂，拥有66个沉积盆地，其中，36个盆地已经完成勘探活动，15个盆地正在生产石油天然气。四大产油区分别是苏门答腊、爪哇海、东加里曼丹和纳土纳，三大产气区为东加里曼丹、南苏门答腊和纳土纳。

在已探明的石油总储量中，17.1248亿桶（占68.94%）位于陆上区块，其余7.5142亿桶（占30.25%）位于海上区块。目前，印尼3/4以上的勘探开发区块位于西部，东部的第三系和前第三系盆地中有30多个富含碳氢化合物潜力，但因为东部地区构造极其复杂，地形地貌也很陡峻，所以东部地质和构造演化的研究存在空白，油气潜力大小仍是未知。

1988年，印尼石油天然气总探明储量达到253亿桶峰值，此后石油探明储量出现大幅度下跌，并一直呈下降趋势。2019年，石油探明储量为25亿桶（约3亿吨），较上一年下降21.3%，约占世界石油探明储量的0.1%。2008年，天然气探明储量达到203亿桶油当量峰值，随后开始缓慢下滑，2019年仅约为90亿桶油当量，约占世界天然气探明储量的0.7%（见表1、图1）。

1.2 印尼油气产量情况

目前，印尼在产油田多为开发已久的老油田，加上储量替换率和勘探投资减少，过去10年，西部地区几乎没有重大原油发现，1991年印尼原油产量第二次达到峰值后便一路下滑（见图2、表2）。2019年，印尼原油日产量降至74.5万桶，全年产量为2.76亿桶（3820万吨）。

天然气在印尼油气总产量中的占比越来越高，预计2020年将增至70%，2050年将增至86%，天然气在印尼油气工业中的地位愈发重要。印尼天然气历史产量一路攀升，2010年达到高峰，日产气88.57亿立方英尺，随着一些主力气田的枯竭，预计天然气产量将缓慢下降。目前，科里多（Corridor）区块，海上的马哈坎（Mahakam）、麻拉巴高（Muara Bakau）和东固（Tangguh）项目贡献的天然气产量占到印尼天然气总产量的一半以上；印尼东加深水项目（Ganal、Rapak）和马塞拉（Masela）项目将成为下一个10年印尼天然气产量的主要贡献者。

前些年，为了实现产量接替，印尼政府审批通过了几个新的上游油气战略项目，例如埃尼公司作业的近海深水区域的姜克里克（Jangkrik）天然气开发项目、印尼深水天然气开发项目和国际石油开发帝石公司（Inpex）作业的阿巴迪（Abadi）天然气开发项目。然而，由于国际油价影响，这些项目中只有姜克里克气田于2017年5月投产，生产能力约6亿立方英尺/日。

表1 2007－2019年印尼油气储量

图1 1980－2019年印尼油气探明储量

图2 1970－2019年印尼油气产量

表2 2007－2019年印尼油气产量

根据印尼石油天然气总局年报，2016－2018年，印尼只签订了13份新合同，除了低油价影响外，还可能是因为承包商在考量新的总收入分成合同（Gross Split PSC，下文将详述）对投资带来的影响。在2019年，印尼政府进行三轮石油和天然气区块招标，采用总收入分成合同成功签署了3个新的石油和天然气勘探工作区，获得3760万美元的签字费；与此同时，批准了5个到期区块的延期合同，取得了10.4亿美元的签字费。

印尼上游油气监管机构（SKK Migas）指出，印尼可能还有10个储量规模类似南苏门答腊Sakakemang工作区（该地区天然气潜在储量为2万亿立方英尺）的油气发现。该机构预计，到2027年，印尼主要油气田项目将超过40个，需要约433亿美元投资，鉴于国内外经济形势，为提高国内石油天然气产量，计划未来将披露承包商所需数据，并在多个国家进行介绍宣传，为潜在油气区块吸引更多投资。

1.3 印尼政府油气管理机构

1957年，印尼成立国家石油公司（PERMINA）管理油气工业，1968年PERMINA改组成立印尼国家石油公司（Pertamina），在此后的几十年内行使油气工业管理职能。2001年新油气法实施之后，印尼政府对油气工业上下游体制机制进行调整，2005年新运行机制基本成形。经过进一步调整，目前政府油气工业管理机构包括能源和矿产资源部（MEMR）、石油天然气总局（MIGAS）、上游油气监管机构（SKK Migas）和印尼国家石油公司（Pertamina）。

印尼能源和矿产资源部是印尼矿业政府主管部门，主要职能是代表国家制定、颁布、执行矿产资源和地矿产业政策，并全面负责政策实施。其下辖石油天然气总局，监督和促进印尼石油天然气资源的开发利用，直接负责勘探区块竞标、发布和清退区块。

2002年成立印尼油气上游工业管理局（BP Migas）作为执行机构，接手印尼国家石油公司对上游的管理职能，具体负责监督上游商业活动，批准油田开发方案，审批年度工作计划和预算等。同时成立的下游油气监管机构（BPH Migas）承担下游活动管理职能。但2012年印尼宪法法院认为，印尼油气上游工业管理局的职能设置违反宪法，油田监管权与油田商业获利相抵触，导致该机构不能始终将国家利益放在首位，从而解散该组织。之后，上游油气监管机构（SKK Migas）接管了监管职能，代表政府控制和管理油气上游生产活动，管理和执行产品分成合同，提高油气产量，满足国内需求。

2003年，印尼国家石油天然气开采公司更名为PT Pertamina（Persero），从事从上游领域到下游领域的石油天然气商业活动。目前，印尼国家石油公司已经发展成为一家负责运营国际合作业务的国有石油天然气公司，经营着印尼大部分的陆上区块，并管理一些已经到期区块的过渡，例如海上马哈坎（Mahakam）和罗干（Rokan）区块，这些区块多为成熟油气田，且对印尼具有重要战略意义，需要大量投资维持产量。吸引可提供资金和技术的合作伙伴，对印尼国家石油公司管理这些油气田至关重要。印尼国家石油公司的下游业务主要包括石油天然气精炼和加工，以及石化产品销售业务。2018年，印尼国家石油公司与印尼国家天然气公司（PGN）合并后，还负责国内炼油能力建设，并将在天然气输送领域发挥重要作用。

2 印尼油气领域对外合作情况

在印尼境内从事上游油气开发的企业格局各不相同，资产规模和主要目标资产也不尽相同，有专门开展陆上油气资产开发的小型公司，也有投资大型深水和液化天然气（LNG）项目的超级巨头，这也反映出印尼油气行业存在多样化的投资机会。

2.1 印尼油气行业的上游资产结构概况

目前，活跃在印尼油气行业的上游公司有170余家，印尼地方政府、国家石油公司和本土石油公司所持权益区块面积占48%。在印尼拥有剩余权益储量和油气区块数量较多的公司除了印尼地方政府、国家石油公司、本土石油公司和私人投资者之外，名列前茅的是埃尼、BP、雪佛龙等国际大石油公司，其余多为中国、日本、马来西亚等亚洲的国家石油公司和独立石油公司（见表3、表4、图3）。

除印尼国家石油公司外，梅科能源是印尼最大的独立石油公司，最近几年从国际石油公司手中收购了一批印尼境内在产油田，其主要资产之一是2016年收购自康菲的南纳土纳海B区块40%的权益。印尼国家天然气公司的上游业务子公司Saka Energi，主要资产为庞干（Pangkan）、麻拉巴高（Muara Bakau）和吉打邦（Ketapang）等区块。Energi Mega Persada公司的主要资产为陆上区块本图（Bentu）和海上区块康厄安（Kangean）。

2.2 中国与印尼油气合作情况

中国与印尼油气合作有着良好的基础。 中国石油企业早期在印尼的主要投资方式是进行油气田股份权益并购，目前拥有多个印尼油气田股权，近两年成功进入印尼石油天然气基础设施建设等领域。

表3 印尼油气权益储量位列前20的公司

表4 印尼油气区块数量位列前20的公司

图3 印尼境内各类石油公司权益区块面积占比

中国石油和中国海油在印尼石油天然气领域投资较早，1994年中国海油收购了美国ARCO公司在印尼马六甲油田32.85%的权益资产。随着对印尼国内市场和法律的熟悉，中国石油企业在印尼投资的公司数量和投资领域都在不断拓展，从上游油气勘探开发延伸到下游工程建设和天然气销售领域。例如，中国海油与印尼国家电力公司（PLN）签署了供气合同，中国石化在印尼建设石油仓储设施，中国石油先后中标电缆和海上输油管道建设项目（见表5）。随着合作的不断深入，未来在石油天然气基础设施设计建设和新能源、可再生能源等领域，中国与印尼将有更大合作空间。

表5 中国石油企业在印尼的主要交易活动

3 印尼油气对外合作环境分析

3.1 政治社会层面

印尼政治局势总体稳定，政府发展理念得以延续。2019年5月，总统佐科•维多多连任当选，任期至2024年10月。佐科成为印尼历史上唯一一位由民主选举产生的连任三届的总统，这与佐科政府前两任执政期间的表现息息相关。佐科政府提出建设海洋强国战略，以维护国家安全、发展经济及反腐倡廉为施政重点，致力于解决长期困扰印尼发展的基础设施较差的问题，吸引外资发展经济，加强对政府官员的监督，努力创建廉洁政府[1]，团结印尼国内各党派，出台了很多对普通民众有利的政策，从而赢得民心。

印尼社会长期存在的腐败情况虽有所改善，但仍较为突出。2020年1月，透明国际组织发布的“2019年清廉指数排行榜” 中，印尼评分40，排名85，得分较之前有所提高，但由于印尼社会的腐败问题盘根错节，涉及军、政、法等多个部门和机构，在肃清腐败这一问题上印尼还有很长的道路要走。

3.2 法律财税层面

20世纪60年代，为了更好地发展国内油气行业，印尼政府制定了产品分成合同（PSC），此后大量国际石油公司与印尼政府签署合同，在印尼从事油气资源的勘探开发活动。这一合同模式逐渐被油气资源国普遍采用，然而，合同的回收机制给印尼政府的油气行业管理带来了一定负担，尤其是2012年印尼油气上游工业管理局解散之后，成本回收的管理、审核和批复一直是印尼政府面临的难题，也给政府财政带来了挑战。此前，印尼政府曾采用减少成本回收预算的方式来缓解资金压力。印尼上游油气监管机构资产管理负责人Achmad Riad表示：“油气行业仍然是政府收入的最大来源之一，并且每年仍有投资增值。我们面临的挑战在于运营效率，尤其是如何更好地收回油气资产利用成本，因为我们持有的大多数产品分成合同都基于成本回收业务模式。”[2]

为了鼓励外商在印尼投资，提高效率，减轻政府负担，2017年，印尼能源与矿产资源部颁发了8号令，将标准产品分成合同修改为总收入分成合同。新合同取消了产品分成合同中的成本回收机制，在新的财税条款中，政府与承包商根据油田位置、开发阶段等确定因素，对总收入进行分配，而不是利润。政府批准承包商的开发方案和工作计划，维持对承包商勘探开发活动的控制，取消了大量预算审查和成本复核工作。目前，印尼政府已对一些新的勘探区块与合同延期区块签署了新的油气勘探开发合同。面对新的分成模式，国际石油公司特别是高风险前沿勘探盆地的合同持有者态度尚不明朗。

3.3 经济金融层面

印尼经济发展稳定， 近5 年国内生产总值（GDP）增长率保持在5%左右，2019年增长率为5.02%。2019年，印尼GDP约为1.12万亿美元，世界排名第16位；人均GDP为4391美元，在东南亚国家联盟成员国中位列第一。印尼为世界第四人口大国，人口数量为2.62亿。据印尼中央统计局数据，2020年2月，印尼劳动力人数为1.37亿，失业率为4.99%，印尼老龄化程度低，其人口红利将在未来很长一段时间推动印尼经济发展。随着经济发展，印尼通货膨胀率得到了较好的控制，近5年通货膨胀率低于5%（见图4），缓解了利率上升压力，促使经济良性发展。

2015年7月，印尼规定境内商业交易必须采用印尼盾结算（银行规定的特殊行业及国家财政预算项目例外），此后又进一步规定，在印尼境内产生的收入来源必须经印尼国有银行管控。政策将国际石油公司在印尼的商业活动所需和产生的资金牢牢锁定在印尼境内，也给石油公司带来了汇率风险。印尼盾兑美元汇率一直处于看跌态势，1998－2012年印尼盾汇率在8000～10000之间波动，2013年汇率突破10000关卡，之后持续走低。据印尼银行数据，2020年3月以来印尼盾兑美元汇率再次下跌。

图4 印尼汇率与通货膨胀率历史变化

4 建议

首先，持续跟踪，主动把握印尼投资机会。印尼是亚太地区主要的天然气出口国之一，也是中国进口LNG的主要来源国之一，印尼政府正在积极推动国内LNG项目。建议中国石油企业关注国际大石油公司持有的LNG项目权益，例如壳牌持有35%权益的Abadi LNG项目；关注印尼国家石油公司作业资产，例如海上马哈坎（Mahakam）区块，进行资产评估与筛选，为主动出击做好准备。目前，印尼许多成熟期油田仍处于一次采油阶段，2012年以来，政府强调通过提高石油采收率相关技术优化油田产量，并鼓励企业投资，中国石油企业在这方面有着技术优势，应注意把握这一领域的市场机遇。

其次，提前谋划，更好规避财税金融风险。深入研究印尼现有的合同模式，例如提高采收率合同、技术援助合同以及总收入分成合同中对承包商收益率影响较大的条款。研究印尼货币管理制度和汇率变动趋势，将法律、商务和财务工作前置，制定适合印尼市场的本土化经营策略，为进入印尼石油和天然气上下游市场做好充足的准备，确保项目投资后可以获得较好的回报率，更好地规避风险。

最后，多方合作，携手打造 “亚太油气合作区”。日本是印尼最大的LNG出口对象国，日本石油公司在印尼油气市场占有重要地位，目前，日本有9家石油公司在印尼进行投资，在剩余权益储量和区块持有数量上均位居前列。中国企业可尝试与日本石油公司在印尼进行第三方市场合作，在不同方面取长补短，使投资发挥出最大效益。