印度尼西亞油氣市場監(jiān)管體系簡述

陳曦 張竹育

摘要：近年來，傳統(tǒng)油氣生產(chǎn)大國印度尼西亞的國內(nèi)LNG市場快速增加。EIA數(shù)據(jù)顯示，自2000年以來，印度尼西亞LNG產(chǎn)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(jiān)管體系，重點關(guān)注油氣下游市場相關(guān)的監(jiān)管政策，為正在跟蹤這一市場的中國企業(yè)提供參考。

關(guān)鍵詞：印度尼西亞油氣市場；監(jiān)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(yè)的綱領(lǐng)性法案，共14章67條，其中第4至10條規(guī)范油氣上游，第38至43條規(guī)范油氣下游。對于油氣上游的勘探和開采環(huán)節(jié)，法案要求商業(yè)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(chǎn)量分成合同》，從而實現(xiàn)政府對上游環(huán)節(jié)的控制。下游的處理、運輸、存儲及零售等環(huán)節(jié)，由下游操作執(zhí)行委員會（BPH MIGAS）進行管控，負責(zé)發(fā)放各類經(jīng)營牌照。上、下游環(huán)節(jié)均對外資、私人資本開放，但禁止從事上游業(yè)務(wù)的實體從事下游業(yè)務(wù)，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(gòu)（PE）或者在印度尼西亞當(dāng)?shù)爻闪⒂邢挢?zé)任公司（PT）開展油氣上游業(yè)務(wù)。但每家PE或PT僅可簽署一份《產(chǎn)量分成合同》。對于PT類公司開展的油氣下游業(yè)務(wù)，《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(fā)布2016/44號總統(tǒng)令，公布了對PT類公司的投資負面清單，包括：

- 陸上鉆探業(yè)務(wù)，禁止外國資本進入；

- 海上鉆探業(yè)務(wù)，外資持股比例不可超過75%；

- 陸上管道、生產(chǎn)設(shè)施、垂直及水平儲罐的安裝，禁止PT類公司進行建造服務(wù)；

- 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(wù)，外資持股上限為75%；

- 油井的運行和維護、設(shè)計和工程支持服務(wù)、技術(shù)檢查，均禁止外資進入；

- 油氣勘查服務(wù)，外資持股上限為49%。

1.3 印度尼西亞銀行2015年第17號法規(guī)

法規(guī)要求自2015年7月1日起，在印度尼西亞境內(nèi)進行的現(xiàn)金或非現(xiàn)金交易，必須使用當(dāng)?shù)貛疟R比進行結(jié)算并支付。各類商品和服務(wù)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(chǔ)設(shè)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(jiān)管機構(gòu)[2]

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

SKK MIGAS負責(zé)監(jiān)管油氣上游業(yè)務(wù)，代表政府與企業(yè)簽署《產(chǎn)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(qū)塊和合作合同、評估指定區(qū)塊內(nèi)的油氣田開發(fā)計劃、監(jiān)督已簽署的《產(chǎn)量分成合同》執(zhí)行情況。SKK MIGAS的負責(zé)人由總統(tǒng)任命，并直接向總統(tǒng)負責(zé)。

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(shè)施的使用，設(shè)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(guān)的監(jiān)管情況

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

3.1 天然氣管道的建設(shè)與運營

在印度尼西亞指定區(qū)域內(nèi)開展天然氣輸配送管道的建設(shè)與運營，相關(guān)管道線路必須首先被納入到《天然氣基礎(chǔ)設(shè)施總體規(guī)劃方案》中，并參加BPH MIGAS組織的競標、獲得其頒發(fā)的“特殊許可”（hak khusus）后，方可開展業(yè)務(wù)操作。

3.2 天然氣管線輸送費用的設(shè)定

印度尼西亞于2008年頒布新的法規(guī)，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(yè)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(yè)、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(yè)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(nèi)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(jù)客戶距離氣源點的距離不同，收取不同額度運費。

（6）經(jīng)輸氣企業(yè)或管道用戶申請，在以下情形下，經(jīng)批復(fù)的運費方案可由BPH MIGAS進行修改：

- 管道總投資金額發(fā)生變化；

- 管道用戶數(shù)量發(fā)生變化；

- 運維成本發(fā)生較大變化；

- 輸氣量發(fā)生變化；

（7）輸氣企業(yè)每月提交報告，確保經(jīng)批復(fù)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(chǎn)資源部發(fā)放的經(jīng)營牌照。對于天然氣運輸業(yè)務(wù)，還需先行取得BPH MIGAS頒發(fā)的“特殊許可”。

3.4 天然氣定價

天然氣經(jīng)銷商可以與終端用戶以協(xié)議的方式商定天然氣價格，但需確保25%以上的產(chǎn)能供應(yīng)國內(nèi)用戶。除對小規(guī)模用戶實行國家指導(dǎo)價格外，向其他用戶的天然氣售價不受國家監(jiān)管，各經(jīng)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(jiān)管，但政府仍通過下述兩個渠道干預(yù)價格：一是要求上述經(jīng)協(xié)商的天然氣價格，需在經(jīng)過能源部下設(shè)的SKK MIGAS批準后方可執(zhí)行；二是通過印度尼西亞境內(nèi)最大的天然氣貿(mào)易商--國有控股的Pertamina和PGN干預(yù)市場價格。

4. 結(jié)語

本文介紹了印度尼西亞油氣市場現(xiàn)行監(jiān)管體系。對于中國投資者而言，欲在印度尼西亞開發(fā)油氣類項目，首先應(yīng)熟悉其行業(yè)監(jiān)管體系，從而依法合規(guī)開展業(yè)務(wù)。

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(fā)管理與對外合作[J]. 國際經(jīng)濟合作，2008（8）：81-86

（作者單位：中國機械設(shè)備工程股份有限公司）