我们在投资印尼油气：上游监管规则与实务应对（上篇）中对印尼上游油气行业的监管体系、外资准入、油气矿业权获取以及产量分成合同（Production Sharing Contract，“PSC”）的主要模式进行了梳理。对于投资者而言，通过PSC获得油气矿业权只是进入印尼上游油气市场的起点，项目是否能够顺利推进并实现预期收益，还取决于承包商能否在开发、生产和退出的过程中持续满足PSC约定、上游油气业务特别工作组（Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities，“SKK Migas”）监管规则及其他印尼法律法规项下的各项要求。

如上篇所述，作为投资者在特定工作区域内开展勘探、开发和生产活动、并依约分享项目收益的核心合同基础，PSC的履行通常涉及勘探和开发承诺、开发计划审批、国内市场义务、本地化采购、环境与弃置责任等一系列复杂安排。同时，参与权益转让或控制权变更涉及的特殊安排也会对投资者的退出路径、项目估值和交易结构产生潜在影响。基于此，本篇将围绕PSC承包商在项目全生命周期内需要重点关注的权利和义务展开，同时结合实务经验，对印尼上游油气投资中常见的问题进行简要说明。

承包商在PSC框架下享有对应工作区域的油气勘探和开发权利，并承担PSC以及适用法律规定的义务。一般情况下，PSC的内容至少包括：

• 合同期限及延期；
• 工作区域及其弃置；
• 工作计划与预算（支出承诺）；
• 成本回收机制与产量分配；
• 本地成分要求；
• 作业管理类内容（例如账簿、审计、报告等方面的要求）；
• 管辖法与争议解决机制；
• 国内供应义务；
• 环境管理与安全保障；
• 其他，例如奖金、权益转让、价格限制等。

部分主要内容介绍如下：

（一）开发和生产要求

（1）合同期限

印尼PSC的期限通常为30年，其中勘探期为6年，可申请延长一次，但延长期不得超过4年[1]。PSC到期后，承包商每次可申请延长最长20年，但是否批准续期、续期后的合同模式、工作区范围及相关基本条款，仍由印尼能源与矿产资源部（Ministry of Energy and Mineral Resources，“MEMR”）根据项目具体情况决定[2]。

（2）勘探阶段义务

承包商必须在签署PSC后的规定期限内（一般为180天）启动实质性现场作业。在勘探期的前三年，承包商应当按照PSC中约定的工作计划足额完成坚定承诺的工作量。如果承包商在完成坚定承诺工作量前终止合同或者在约定期限内未履行勘探义务，政府通常可根据PSC和履约担保安排要求承包商承担相应责任，例如执行承包商向政府提交的履约担保函（Performance Bond），同时要求承包商就未完成的工作承诺承担补偿责任。

（3）开发计划（POD）的编制与管理

一旦取得商业发现，承包商必须编制首期POD并经由SKK Migas向MEMR申请部长批准。后续POD（针对同一工作区内的其他边际或卫星气田）则仅需向SKK Migas报备和审批即可。如本文上篇所述，在成本回收式PSC下，承包商除须获得POD审批外，还须每年向SKK Migas提交年度工作计划与预算（Work Program & Budget，“WP&B”）并获得审批，而在总分成式PSC下，SKK Migas仅审批承包商的年度工作计划，预算部分仅作为参考提交。

（4）产量管理

印尼法律并未针对上游油气开发项目设定硬性产量要求，但承包商的实际生产安排仍需受到已获批的POD、年度WP&B以及其他适用法律的约束。同时，承包商应以符合良好油田作业规范和良好工程实践的方式开展开发生产活动，防止过度开采或破坏性开采损害国家的长期油气资源储备[3]。

（5）工作区域退还

根据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》”）的规定，PSC承包商在勘探期间或届满时，通常需要逐步退还部分未开发或未被保留用于开发的工作区域面积。例如，如承包商在勘探期内未能发现具有商业开发价值的油气储量，原则上应退还整个工作区域[4]。

（二） 10%参与权益的强制转让

印尼法律要求PSC承包商需在特定条件下将其持有的部分参与权益强制性地转让给地方政府所属企业（BUMD），以确保油气资源开发的收益能够惠及当地社区。具体而言，在首期POD获得批准后，PSC承包商必须向一家符合条件的BUMD[5]要约转让其PSC中10%的参与权益[6]。BUMD有权根据自身财务能力决定接受或拒绝该要约，如果BUMD拒绝，则该参与权益必须进一步要约转让给国有企业（BUMN）。印尼国家石油公司（PT Pertamina (Persero)，“Pertamina”）作为国有企业，享有政府授予的特定权利，包括对上述10%参与权益的优先受让权。

BUMD在项目开发期无需实际出资，承包商通常须以无息方式全额代垫（Carry）BUMD在10%参与权益项下对应的全部勘探及前期开发投资。在进入商业化生产后，代垫资金通过逐步扣减BUMD所应分得的实际油气产量收入的方式予以回收。

BUMD在受让10%参与权益后，该权益及持有该权益的相关BUMD子公司股份严禁向任何第三方出售、转让或进行任何形式的质押融资。但是，印尼法律允许参与权益持有方在特定重组安排下，将其份额转让给由同一地方政府设立的其他BUMD或其关联BUMD，前提是转让中不得涉及任何形式的私营部门参与。

（三）国内市场义务与营销限制

印尼对油气上游资源的国内优先留存实行强制性调配制度，即国内市场义务（Domestic Market Obligation，“DMO”）。PSC承包商通常须将其油气产量的至少25%按特定优惠价格留供国内市场。

需要留意的是，DMO的比例要求并不代表承包商在完成相应国内供应义务后即可自由向第三方销售或出口石油和天然气。承包商在处置油气田产出的石油和天然气时，往往面临来自法律和合同的多重约束。

对于原油，MEMR第42/2018号条例（已被MEMR第18/2021号条例取代和澄清）首次规定，所有承包商均须提前向Pertamina和/或国内炼厂发出其份额油的销售要约，谈判不成时，方可在经政府确认后向第三方销售。对于天然气，印尼实施更严格也更复杂的监管。例如，印尼政府对天然气价格设有上限，天然气销售协议（GSA）需事先经SKK Migas实质性审查并经MEMR批准。另外，油气的出口需要取得贸易部（Ministry of Trade）的许可，而贸易部在审批过程中将参考石油和天然气总局（Directorate General of Oil and Gas，“DGOG”）的意见。

（四）本地成分要求

本地成分（TKDN）是PSC承包商在项目执行过程中需要重点关注的监管要求之一，往往也是PSC的谈判焦点之一。《石油和天然气法》要求从事油气活动的企业以透明和竞争性方式优先使用本地劳动力、国内货物、服务以及工程设计能力[7]；MEMR第15/2013号条例进一步规定，PSC承包商及供应商在上游油气货物和服务采购中，应尽可能使用、优化并发展国内产品、国内服务及国内工程设计能力，并参照MEMR发布的国内产品认可目录和本地成分目标执行采购[8]。

本地成分要求并非对所有采购活动适用统一比例，不同货物、设备、服务和工程项目适用不同的本地化目标和计算方法。例如，物资与设备的TKDN按照“国内物料及制造成本占总成本的比例”进行核算；服务采购则按照“国内服务费用占总服务费用的比例“计算；在进行物资和服务混合总承包采购时，需要将物资部分和服务部分的本地成分分别核算后进行加权合并计算。此外，不同类别的供应商在本地成分核算中也适用不同的计算规则。

如果项目未达到约定的本地化内容要求，除了会导致相关采购成本无法回收或抵扣外，还可能会影响承包商与政府的关系，并在后续的合同延期或新区块竞标中产生不利影响。

（五）弃置义务

根据《石油和天然气法》及《2004年第35号政府条例》的规定，上游承包商在资源枯竭或合同终止时，应承担设备拆除、废弃处置及场地恢复的法定义务[9]。MEMR第15/2018号条例进一步规定，上游油气承包商有义务开展后作业活动（post-operation activities），并为弃置和场地恢复预留资金[10]。

在实质开展弃置作业[11]前，承包商必须履行严格的计划编制与技术审核程序。首先，承包商须在合同到期或永久停产前完成环境基准评估，作为弃置方案制定的技术前提和参照基准。其次，承包商须据此编制详尽的弃置方案，明确拟封堵的井、拟拆除或保留的设施、废弃物管理措施、污染修复方式、场地恢复安排、成本估算、实施时间表和责任分工。该计划须报送SKK Migas审核，并取得DGOG的批准。最后，在资金安排方面，MEMR第15/2018号条例要求承包商根据后作业计划的预估成本预留弃置资金，并将相关资金存入由SKK Migas和承包商共同控制的印尼国有银行账户[12]。

（六）环保义务

油气上游活动的环保义务贯穿项目全生命周期，涵盖前置环境许可、运营期间的环境管理以及弃置阶段的环境恢复三个层面。

（七）退出机制

印尼法律为PSC权益的直接和间接转让设置了多重前置条件和审批程序，旨在确保国家对油气战略资源的持续掌控，同时保障本国国有企业的优先权。

（1）PSC权益转让

在勘探期的前三年内，PSC承包商原则上不得向非关联的第三方转让其持有的多数（即控制性）参与权益，亦不得变更实际作业者（Operator）身份[13]。除勘探期锁定限制外，任何形式的参与权益转让，均须经过严格的前置审批程序。具体而言，任何涉及PSC参与权益的直接交易，无论转让比例，均须事先向SKK Migas提交审查申请，经SKK Migas评估后报送MEMR。未经MEMR部长的书面批准，承包商不得转让其参与权益。

根据《2004年第35号政府条例》，如果承包商拟向其关联方以外的第三方转让部分或全部参与权益，Pertamina享有法定的优先购买权[14]。转让方必须以与拟议第三方交易完全相同的对价和商务条件，向Pertamina发出第一顺位要约，Pertamina须在法定期限内就是否行使优先购买权作出正式回复。如果Pertamina在该期限内未正式书面拒绝行使优先购买权，或逾期未作出回复，承包商方可将参与权益的转让协议报送MEMR进行审批。

如承包商因股权转让发生直接控制权变更（change of control），同样需要通过SKK Migas获得MEMR部长的批准。在间接控制权变更的情形下，仅需通过SKK Migas通知MEMR即可。

除行业监管规则外，取决于交易双方的业务和资产规模，直接或间接权益转让可能还会受到印尼（以及其他相关司法管辖区）经营者集中申报和审查规则的管辖。

（2）PSC到期时Pertamina的接管权

当PSC即将到期时，承包商并不自动享有合同续展权。承包商如希望继续运营，须在PSC到期前向MEMR提交续期申请。但是，Pertamina有权向MEMR申请接管即将到期的PSC工作区的运营，且该接管权不以原承包商是否申请续展为前提。

根据MEMR第23/2021号条例（经MEMR第13/2024号条例修订），在Pertamina有意接管而原承包商有意继续运营该工作区的情况下，MEMR有权自行决定由Pertamina单独接管、由原承包商继续运营，或由双方共同运营。对于续期或重新授予后的PSC，政府可能要求新的承包商（无论是Pertamina、原承包商还是双方联合体）支付签字费、承担新的工作承诺、接受重新谈判后的分成安排等，同时，BUMD仍有权获得新签PSC中10%的参与权益。

（一）常见争端类型

印尼上游油气项目通常具有投资额高、开发周期长、政府监管介入程度高、合同结构复杂和利益相关方众多等特点。与一般商业项目相比，上游油气投资争议不仅涉及投资者与交易对方之间的合同解释问题，还可能涉及PSC项下的成本回收、政府审批等事项。

（1）成本回收争议

在成本回收式PSC模式下，成本回收争议是承包商与SKK Migas之间较为常见、且对项目经济性影响显著的争议类型之一。由于成本回收式PSC下承包商的成本能否回收取决于多种因素，并须经SKK Migas审核和核销，承包商与SKK Migas之间容易就特定费用是否属于“合格可回收成本”产生分歧。一旦相关费用被SKK Migas认定为不可回收，承包商将直接承受经济损失。

（2）合同延期与区块接管争议

PSC到期后承包商并不自动享有续期权，因此，实践中承包商与政府之间可能就延期条件（如新的产量分成比例、追加工作承诺等）产生分歧。此外，在Pertamina行使接管权的情况下，关于现有承包商已完成投资的补偿方式以及运营移交的过渡安排等问题，也可能引发争议。

（3）参与权益转让中的争议

PSC参与权益转让及项目公司股权交易通常涉及较多监管程序。除交易双方之间关于估值、陈述保证、赔偿的商业谈判外，交易还可能触发MEMR审批、SKK Migas审查、Pertamina优先购买权、竞争法申报等事项。此类程序将导致交易流程复杂化，且在主管机关可能要求补充材料、调整交易安排的情况下，交易时间表会被大幅延长。因此，转让方和受让方通常会在谈判过程中重点关注此类前置性流程，例如双方对转让涉及的交割条件的约定，以及无法按时满足时的责任分担机制等。

（4）与本地合作伙伴之间的争议

外国投资者在进入印尼上游油气行业后，通常会在不同层面与本地合作伙伴建立合作关系，例如持有10%参与权益的BUMD、Pertamina或其他国有企业、联合作业安排中的联合体成员等。在此类合作关系中，争议往往并非直接源于油气资源本身，而更多产生于项目治理和合作安排的具体执行层面，例如合作伙伴之间的决策机制、费用分摊、经营管理权限、违约责任以及退出安排等事项。

（二）争议解决途径

（1）争议解决机制

在印尼上游油气领域，争议解决机制首先取决于PSC或其他交易文件中的具体约定。例如， PSC通常会设置分层争议解决程序，即争议发生后，合同双方应先通过友好协商或高层管理人员磋商寻求解决；如协商未果，则可根据合同约定提交仲裁或采取其他争议解决方式。实践中，部分项目文件可能会约定适用国际商会仲裁院（ICC）等国际仲裁机制，仲裁地则可能包括雅加达、新加坡或其他双方认可的地点。

（2）国际条约保护

在国际层面，印尼已签署并批准了《承认及执行外国仲裁裁决公约》（即“纽约公约”）和《解决国家与他国国民间投资争端公约》（即“ICSID公约”）。这意味着，在符合相关条件的情况下，外国投资者理论上可以依据国际仲裁裁决在印尼寻求执行，也可以依据ICSID机制直接对印尼政府提起投资者与国家之间的争端仲裁。

（三）实务建议

基于前文对印尼上游油气行业监管框架和常见争端的梳理，对于有意进入或已经进入印尼上游油气市场的中国投资者而言，建议重点关注以下事项：

（1）重视投资前的法律尽职调查

在作出投资决策前，投资者应对拟投资区块的法律状态进行全面的尽职调查，重点关注PSC的剩余期限及续期条件、现有承包商的合规历史、区块范围内的历史和潜在争议、环境及土地合规，以及10%参与权益的转让情况和相关代垫资金的回收进度等。对于通过并购方式间接获取PSC下参与权益的交易，还应重点评估相关股权转让或控制权变更是否触发印尼政府审批、通知或其他监管程序。

（2）合理设计投资架构

鉴于“单一工作区”原则以及上下游之间适用不同的监管规定，拟进入多个区块或拟延伸开展下游运营的投资者，应在投资初期即统筹设计项目投资架构。相关安排可包括合理选择离岸控股公司设立地、区分不同工作区的项目载体、明确上游与下游业务主体分工，以及在必要时提前与印尼本地企业洽谈合资安排。

（3）合理规划退出路径

投资者在进入印尼上游油气市场时，即应将退出策略纳入整体投资规划。鉴于参与权益转让须经多层审批程序，且涉及Pertamina的优先购买权安排，投资者在拟定交易文件时应合理设置先决条件、责任分担等相关机制，为前述程序预留充足时间，降低审批延迟、交易结构调整或交割不确定性对项目退出安排造成的不利影响。

（4）充分利用争议解决工具和条约保护

投资者应在PSC或其他项目文件谈判阶段即争取有利的争议解决条款，明确约定仲裁机构、仲裁地点和适用法律。在设计海外投资架构时，应注意选择与印尼签有有效投资保护条约的法域作为控股实体的设立地，以确保在发生重大争端时能够获得条约项下的投资保护，包括公平和公正待遇标准以及征收保护等。

（5）密切关注立法动态

近年来，受能源转型、国内能源安全、油气产量递减等因素影响，印尼油气行业相关法律和监管政策在不断发生变化。投资者应持续关注该行业的立法动态及其可能带来的影响，并在必要时及时调整投资策略、项目文件和合规安排。