作为东南亚最大的经济体和重要的天然气供应国，印度尼西亚凭借丰富的油气资源储量以及广阔的海上与陆上勘探区块，长期吸引着来自全球的上游油气投资。2025年，印尼已探明原油储量约23亿桶，潜在原油储量约20.9亿桶，已探明天然气储量约34.8万亿立方英尺[1]。同年7月，印尼油气主管部门宣布印尼上游石油和天然气投资表现依旧强劲：2025年上半年实现投资71.9亿美元，较2024年同期的55.9亿美元增长了28.6%[2]，政府对于油气行业投资的持续增长保持乐观态度。随着中国能源企业加速“出海”布局，印尼已逐步成为油气企业开展国际化投资与合作的重要目的地之一。

作为涉及国家战略资源的核心产业，石油和天然气在印尼受到严格的监管。此外，受到全球能源转型加速、国际市场剧烈动荡、国内消费量日益增长以及下游基础设施缺乏等因素的影响，印尼政府近年来频繁出台和修订上游监管政策，希望在提升印尼油气行业国际关注度的同时，吸引更多国际资本与技术进入本土能源市场。

对于有意进入印尼上游油气市场的中国企业而言，在作出投资决策前，对相关行业监管框架形成系统认知，有助于识别和管控法律风险、维护商业利益。本文拟通过分篇梳理印尼上游油气投资涉及的主要监管规则，为有意布局印尼油气市场的企业提供参考。本篇将重点介绍印尼上游油气行业的监管体系，以及外资准入、油气矿业权授予等方面的制度安排；下篇则将进一步讨论与产量分成合同有关的内容，同时结合相关实务经验，简要提示投资过程中可能涉及的风险及应对措施。

（一） 监管体系概述

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。

1、核心监管机构

印尼上游油气监管机构并非由单一部门主导，而是由政策制定机关与执行监管机构共同构成。

印尼能源与矿产资源部（Ministry of Energy and Mineral Resources，“MEMR”）是印尼中央政府负责制定和实施能源政策、确保能源活动符合相关法律的监管部门。就油气行业而言，MEMR的主要职能包括根据与各地方政府的磋商确定上游作业区域（Working Area），批准各油气田的首期开发计划（Plan of Development，“POD”）、制定油气资源的发展和监管政策以及监督油气领域的技术指导和政策执行等。

印尼还设有负责油气活动日常监督和执行的政府部门，主要包括（1）石油和天然气总局（Directorate General of Oil and Gas，“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（Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities，“SKK Migas”），代表政府管理和监督上游油气作业协议的执行，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（Work Program & Budget，“WP&B”）、批准首期POD之外的其他POD等。

此外，印尼部分省份和地区享有特殊的自治或监管地位，并设置有针对此类特定区域的专门监管机构。例如，亚齐（Aceh）特区设置有亚齐油气管理机构（Badan Pengelola Migas Aceh），专门负责该区域陆上和专属海域内的上游油气监管及油气作业协议的管理。

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。

2、主要监管法规

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）：

• MEMR第15/2013号条例：规定了开展石油和天然气上游商业活动时所需遵守的当地成分要求；
• MEMR第35/2021号条例：规定了油气作业区域的划定以及政府授予开发权益的相关（招标）程序；
• MEMR第13/2024号条例及配套的部长决定：规定了总分成式产量分成合同的实施框架，并赋予油气公司灵活选择不同合同模式的权利；
• MEMR第14/2025号条例：规定了油气承包商与其他商业实体之间不同的合作模式。

作为主要负责合同执行与项目管理的政府部门，SKK Migas也颁布了多项指南以规范上游活动，例如产量分成合同承包商货物和服务采购指南，以及WP&B编制指南等。

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。

（二）外资准入限制

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

根据《石油和天然气法》，外国投资人一般可以通过如下两种途径进入印尼上游油气市场：

（1）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。

（2）设立独资或合资的外商投资有限责任公司（PT PMA）

PT PMA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（Joint Cooperation Contract，“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（Production Sharing Contract，“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。

2、“单一工作区”原则

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。

这一规则的目的更多在于实施财政上的篱笆圈（ring-fencing）原则，即一个工作区产生的作业成本，原则上只能通过该工作区发现的油气进行回收。

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。

（一）油气矿业权的授予

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]：

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）。

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。

（二）PSC模式（总分成式VS成本回收式）

目前，印尼法律允许并推行如下两种不同的PSC分配模式：

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。

（三）合同模式转换

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，承包商必须获得SKK Migas的书面确认，确认已在该工作区发现油气资源，并且转换申请须与首期开发计划（POD I）一同提交审批；或者，转换申请可以基于已完成并经SKK Migas评估的非常规油气潜力研究。在生产阶段，承包商须提出额外的勘探或生产活动承诺，并且须已获得SKK Migas关于非常规油气发现的确认或已完成相关的潜力研究。此外，任何合同模式转换的申请均须经SKK Migas评估并向MEMR提出建议后，由MEMR最终审批决定。