这位前石油巨人可以独立于能源吗？

替换储备减少和保障国内能源安全是印度尼西亚的两个政策重点。因此，石油和天然气的勘探和开发是政府渴望取得进展的关键领域。为鼓励这种情况，政策制定者采取了一系列改革措施，以迎接该领域的新一波外国投资浪潮。同样，为了抵消印尼西部不断下降的油田，政府正在努力激励承包商探索东部边境的深海地区。作为这些努力的一部分，政府已设法减少繁文and节和提高透明度。其中一项改革是在2017年初采用了新的总拆分生产分成合同（PSC），取代了过去40多年的成本回收模式。截至2019年3月，总分裂机制的影响尚待观察，但当局仍然乐观地认为它将鼓励勘探和生产（E＆P）。在2018年和2019年初有两个重大发现，分别是Sakakemang区块的Kaliberau Dalam井2X和East Sepinggan区块的Merakes East储量，据估计每天可输送7000万标准立方英尺的天然气。

但是，为维护国家的碳氢化合物资源所做的努力使该州收回了重要的石油区块，这引起了人们对未来投资流入的担忧。政府事务咨询公司Vriens＆Partners的合伙人麦克斯韦·雅培（Maxwell Abbott）告诉OBG：“在总统佐科·维多多（Joko Widodo）执政期间，监管和所有权规则一直是自然资源领域外国直接投资（FDI）的挑战。”“对自然资源的主权意识是印度尼西亚政治文化的重要组成部分。”

此外，监管不确定性的遗留因素阻碍了新的勘探投资。结果，储备枯竭仍然是印度尼西亚能源部门的主要挑战。同时，如何平衡环境可持续的电力生产和经济增长的问题对于决策者来说是一个持续的难题。

尺寸和性能

尽管油价回升，但近年来该行业对GDP的贡献有所下降，石油和天然气的国家收入从2014年占GDP的14％下降至2017年的5％。根据印尼统计局的数据，2018年国家实体的电力和天然气供应仅占GDP总值的1.2％，即179兰特（127亿美元）。同时，能源消耗一直在上升。根据英国石油公司《 2018年世界能源统计回顾》，2017年全年一次能源消耗总计1.752亿吨油当量，比2016年增加5％。在2006年至2016年期间，能源消耗年均增长2.9％。

石油生产

截至2017年底，印度尼西亚的探明石油总储量为32亿桶，占全球总储量的0.2％。2017年全年，该国平均每天生产949,000桶（bpd），相当于全球产量的1％，比2016年的水平增长7.6％。

从更长远的角度来看，2006年至2016年间，石油产量年均下降1.4％。这是由于储量稳步下降以及逐渐向更大的天然气产量转移。普华永道能源，公用事业和资源首席顾问萨查·温曾里德（Sacha Winzenried）表示：“由于油田成熟和勘探活动有限，特别是在印度尼西亚东部，过去十年来石油产量一直在稳定下降。”“随着Pertamina [国有能源供应商]接管了印度尼西亚更多的大型生产领域，它将面临技术投资和维持生产下降率的大量资金需求的挑战。”

在产量下降的同时，国内石油消费量以年均2.4％的速度增长。因此，印度尼西亚已成为石油的净进口国，原油产量的下降在一定程度上被新的高产天然气田所抵消。炼油厂的产能和吞吐量受到限制，分别达到110万桶/日和88.7万桶/日，每个数字占全球份额的1.1％。

天然气

印度尼西亚的储备使该国在天然气出口市场的全球舞台上发挥了重要作用。截至2017年第四季度，印度尼西亚的天然气产量为102.9trn scf，占全球总量的1.5％。亚太地区占探明天然气储量的10％，印度尼西亚在该地区的天然气占有量排名第三，仅次于中国和澳大利亚。2017年，当地天然气产量达到680亿立方米，较2016年下降3.6％。同时，消费量增长了2.6％，达到392亿立方米。印尼管道天然气出口总计80亿立方米。印度尼西亚是液化天然气（LNG）的第五大出口国，2017年的出口量为217亿立方米，仅次于卡塔尔，尼日利亚，澳大利亚和马来西亚。印尼预计将跌至第六位，因为随着新产能的投产，到2019年底美国将成为第三大出口国。

结构与监督

在监督方面，能源和矿产资源部（MEMR）既负责能源政策，又负责国家天然气传输和分配的总体规划。根据MEMR，石油和天然气总局负责制定和实施各种上游政策，例如提供新的E＆P区块，以及其他与石油和天然气有关的政策事务。

众议院第七委员会负有许多关键职责，包括研究和技术，处理与石油和天然气活动有关的环境事务以及起草立法和政府政策。区域政府通过颁发地方许可证和土地权利来批准发展计划（PoD）。

上游石油和天然气业务活动特别工作组（SKK Migas）是控制上游活动并通过合作合同代表政府管理石油和天然气承包商的国家机构。

下游石油和天然气监管局（BPH Migas）的任务是履行许多重要职责：监管下游活动；发放与天然气和石油产品有关的营业执照；确保充足的天然气和家用燃料供应；并管理下游设施的安全运行。

除了参与一些备受瞩目的联合行动外，Pertaminas的职责范围还包括印度尼西亚境内的天然气，可再生能源和上游行动，以及一些国际行动。作为政府资源国有化计划的一部分，Pertamina最近接手了一些关键领域，包括2018年1月东加里曼丹省最大的Mahakam区块。

一旦其PSC到期，它也将在2021年从美国雪佛龙公司手中控制Rokan区块。Rokan区块是印度尼西亚第二大原油生产区（请参阅分析）。

该公司在10个国际机场提供航空燃料服务。为了促进印度尼西亚的能源行业，Pertamina于2017年初收购了法国油气公司Maurel et Prom 72.7％的股份。为此，Pertamina将业务扩展到了四大洲的12个国家。

Perusahaan Gas Negara是另一个主要利益相关者，其任务是经营天然气分配和传输管道网络。该公司由印尼政府拥有57％的股份，并拥有从事上游和下游业务的子公司，以及一个浮动的存储和再气化码头。

在发电方面，国有公用事业公司Perusahaan Listrik Negara（PLN）是发电厂领域的主导者，也是唯一的承租人，输电系统运营商和分销商。PLN最出名的是燃煤发电厂运营商，它还使用柴油发电厂在一些偏远地区发电。鉴于其作为国有公用事业的角色，PLN仍然受到低端用户关税和有限的公共服务义务补贴的限制，而这反过来又阻碍了其投资电网开发的能力。

全球石油价格

近年来，一波地缘政治事件严重影响了石油市场价格。从2008年中期的每桶147美元的峰值，到全球金融危机后，油价暴跌至当年年底的每桶40美元。在新兴市场需求的推动下，2011年至2014年间，原油价格回升至每桶94-98美元左右。然而，复苏是短暂的。随着美国从石油的净进口国转变为石油的净出口国，页岩技术的引入使价格再次暴跌。到2016年初，石油价格已跌破每桶30美元大关，导致石油公司的收入大幅下降，并大幅削减了勘探与生产的支出。

为了缓解行业压力，石油输出国组织于2016年底限制了石油生产。由于这些努力和不断增长的国际需求，到2017年底，石油价格已超过每桶60美元大关，当时印度尼西亚的原油价格达到每桶51.19美元。

在2018年中，政府宣布了一项防止全球油价上涨的保护计划。政府在2018年将能源分配补贴提高了67亿美元，在一定程度上抵消了油价上涨和货币贬值的影响。到2018年中，布伦特原油期货价格上涨近20％，至每桶80美元，而印尼盾的价格从13400卢比：1美元下跌至14000卢比：1美元。原油价格上涨虽然增加了出口收入，但其中很大一部分分配给了能源补贴。

根据财政部于2018年向议会提交的初步预算文件，印尼的原油价格预计在2019年平均在每桶60至70美元之间，而印尼盾的汇率则预计在13700卢比：1美元至750卢比之间波动。 Rp14,000：$ 1。截至2019年2月底，印尼原油价格为每桶61.31美元，汇率约为Rp14,300：1美元。

煤炭

除了原油补贴外，政府还在2018年为PLN的销售设定了煤炭价格上限，以减少能源价格上涨对消费者的影响。2018年3月，政策制定者宣布，电站购置的国内煤炭的价格将在两年内限制在每吨37-70美元，具体取决于煤炭类型（请参阅分析）。

印度尼西亚是世界上最大的煤炭生产国和出口国之一。尽管燃煤电厂的环境问题令人担忧，但燃煤电厂仍然是该国能源结构的重要组成部分。因此，MEMR在2019年1月将印尼动力煤参考价格Harga Batubara Acuan（HBA）设定为每吨92.41美元。HBA价格反映出环比下降0.1％，同比下降3.3％。

投资

尽管近年来石油价格有所稳定，但印度尼西亚缺乏上游活动仍然令人担忧，2016年提供的17份合同中仅签署了2份新合同。在2017年引入了一种新的总分拆方法后，传统的成本回收PSC取代了传统的成本回收PSC，这种低迷现象持续存在。从广义上讲，根据传统的PSC，可以将未收回的投资成本结转并扩大。根据新的总分裂PSC，碳氢化合物将在首次生产时共享；但是，到期的PSC所产生的未收回的投资成本将作为现有承包商的额外分割/收取而考虑在内。如果新承包商加入了竞争，那么它将按比例承担未收回的费用。这有效地延迟了承包商的成本回收。除了降低投资水平外，2016年至2017年还放弃了许多石油和天然气工作区。到2017年第三季度，SKK Migas报告了46个石油和天然气勘探区块因产量不足而终止。

由于政策波动的影响，投资状况也受到影响。2017年，该行业吸引了约102亿美元的投资，为十年来最低。但是，正在采取协调一致的努力来鼓励探索。加上全球油价上涨，希望这些努力将导致投资增加。该国上游部门的总投资在2018年达到119亿美元，高于2017年的101亿美元。根据MEMR的数据，2018年仅三个石油和天然气拍卖就记录了1100万美元的投资。SKK Migas的目标是在2019年实现148亿美元的上游投资。

激励措施

政府在2018年采取了一系列措施来提高投资者吸引力。其中一个步骤是通过对所有业务部门中的新外国直接投资项目给予100％的企业所得税（CIT）减免来减轻税收，前提是这些项目满足某些要求。以前，免税期仅适用于增值行业的某些投资，例如电厂机械。

根据新规定，最低投资额为5000亿印尼盾（合3450万美元）的公司有权享受与投资规模相关的一段时间的企业所得税豁免。对于介于5000亿印尼盾（3450万美元）至Rp1trn（7090万美元）之间的投资，头五年将给予CIT豁免，而投资额超过Rp30trn（21亿美元）的企业则可享有20年的豁免期。

在免税期之后，投资者有权在两年的过渡期内减免50％的税。为了申请减免企业所得税，公司的股本比必须不超过4，并且新的外国投资者必须在资本投资期间向印尼投资协调委员会提交免税期申请。登记程序或自资本投资登记之日起一年内。

除了新的免税期政策之外，还取消了许多外国所有权限制，以鼓励更多的外国直接投资流入。政府取消了51项对能源部门营业执照的限制，其中包括石油和天然气，矿产资源和电力。除这些措施外，还将对开展研发活动的公司提供最高200％的税收减免，而下游投资预计将通过一系列管道举措得到支持。BPH Migas在2018年1月宣布，政府正准备拍卖三个天然气管道项目：687公里的纳图纳-西加里曼丹，1800公里的西加里曼丹-中加里曼丹以及162公里的中加里曼丹-南加里曼丹开发项目。

上游的

2018年，许多上游项目也取得了进展，包括位于近海库蒂盆地内的印度尼西亚深水开发（IDD）项目。IDD项目包括Bangka油田和Gendalo-Gehem项目的联合开发。Bangka项目的合作伙伴包括雪佛龙（62％），意大利跨国公司Eni（20％）和中国石化的子公司Tiptop Energy（18％）。Bangka项目于2016年完成，是IDD项目的第一阶段。根据官方估计，该气田的探明天然气储量约为1trn立方英尺，而Gendalo和Gehem气田的天然气资源估计分别为8825亿标准立方英尺和6980亿标准立方英尺。

雪佛龙（Chevron）拥有Gendalo-Gehem项目的63％股权，该项目围绕两个独立的枢纽而建，每个枢纽均配备了浮动生产单元（FPU），海底钻探中心，天然气和凝析油管道，以及具有独立的岸上接收设施设备。该技术将用于创造最大产能，每天生产11亿平方英尺的天然气和47,000桶凝析油。据当地媒体报道，该项目的天然气已提议由东加里曼丹的国有邦塘液化天然气工厂进行液化。Gendalo-Gehem项目的工程采购与施工合同已授予总部位于美国的McDermott International和Encona Inti Industri的合资企业，而FPU顶部设备的工艺模拟是由当地公司Synergy开发的。

上游的另一个重大发展是日本Inpex旗下的Masela项目，该项目包括Abadi气田和LNG项目。该项目的液化天然气部分被印尼政府确定为国家战略项目，并于2017年9月获得优先地位，以加快发展。2018年11月，能源和矿产资源副部长Arcandra Tahar告诉OBG，Inpex已经开始为阿拉法拉海的Masela区块进行初步的前端工程设计。Inpex公司持有该区块65％的股份，它计划每年生产950万吨液化天然气和每天1.5亿标准立方英尺的天然气。据SKK Migas称，Inpex有望在2019年前完成Masela PoD的生产并于2027年开始生产，但截至2019年3月，政府尚未批准该项目。

西班牙的Repsol于2019年2月宣布，这是18年来印尼最大的天然气发现。Kaliberau Dalam 2X井位于南苏门答腊的Sakakemang区块，估计至少可容纳2trn立方英尺的天然气。

2018年4月，批准了Merakes气田的计划。在拥有75％权益的Eni的运营下，开发人员将利用附近的Jangkrik领域来减少执行时间和成本。Eni还在Jangkrik气田中拥有55％的股份，该气田于2017年开始通过与FPU相连的10座海上油井进行生产，日产量为6.5亿标准立方英尺。Eni于2018年12月签署了一份总拆分的PSC，以开发其Merakes油田。除了现有资产外，埃尼还于2018年5月获得了位于库蒂盆地的东加纳尔岛深海勘探区块100％的股份。

电气化

在电力方面，近年来基础设施不足，高昂的建筑成本和缺乏可扩展性已经推高了安装和发电的价格。该国在采用节能技术方面也进展缓慢。大金公司首席执行官Tsumura Isao Tsumura告诉OBG：“本地制造商仍然不太了解节能技术的优势。”“除了增加政府的支持外，与当地大学的伙伴关系对于制造商和分销商有必要更好地了解这些技术在未来的积极作用。”

印尼的电气化率在2017年第四季度达到94.9％，人均电力消耗达到1 MWh。在此期间，总装机容量为60吉瓦，其中45吉瓦（75％）来自国有公用事业公司PLN，12.5吉瓦来自独立电力生产商，2.5吉瓦来自私人电力公司。

与此同时，到2017年底，全国输电系统包括近50,000公里的线路和超过77,000 MVA的输电变压器容量。同时，配电系统包括约950,000公里的线路和40,000兆伏安以上的配电变压器容量。

生成计划

根据2018-27年国家发电计划（NEGP），电力需求将以每年6.9％的速度增长，到2027年达到443 TWh。为了满足不断增长的需求，政府最初的目标是到2019年增加GW发电容量35 GW，成本为729亿美元。这包括发电厂，732条输电线路和1375个单元变电站的开发。

然而，由于许多市场短缺，将35吉瓦的目标推迟到2024年，并计划在2019年底之前增加20吉瓦的新产能。截至2018年4月，1584兆瓦（占35吉瓦项目的4％）已投入商业运营; 4509兆瓦（占13％）仍处于计划和采购阶段。已签约12,690兆瓦（36％）; 1,024 MW（48％）正在建设中。

根据东盟的官方目标，NEGP 2018-27的目标是到2025年实现可再生能源发电量的23％，高于2017年的11.9％。生物能源将占能源结构的10％，水能占3％，地热能占7％，其他可再生能源占剩余的3％。根据2016年新能源与可再生能源与能源总局的统计数据，印尼潜在的可再生能源储量为水电75吉瓦，地热29吉瓦，生物质33吉瓦，太阳能峰值208吉瓦，风能61吉瓦和18吉瓦的海洋能。

“ 2017年第50号MEMR法规要求，PLN签订新可再生能源发电合同的价格，或者在许多情况下，要低于国有公司当地的平均发电成本。这确保了在印度尼西亚采用可再生能源有助于降低发电成本，特别是在目前成本很高的印度尼西亚东部。”亚太可再生能源公司VENA Energy印度尼西亚分公司常务董事Daniel Astbury告诉OBG。“用于风能和太阳能等可再生能源的电力购买协议正变得越来越普遍，使独立的电力生产商有信心在可再生能源项目开发上进行大量投资。但是，挑战仍然存在，包括时间较长的合同期限，需要对交通基础设施进行投资的偏远站点以及以煤炭为主导的较大电网系统的较低电价。”

阿斯特伯里补充说，私营部门在可再生能源方面有大量机会。“除了PLN具有成本效益的风能和太阳能项目之外，强大的地区参与者还可以发挥作用，帮助政府实现其到2025年达到23％的目标。”

全球动荡的石油价格在驱使印尼的能源结构从柴油发电厂中撤离方面发挥了重要作用。该国以前高度依赖石油进口，目前正寻求将能源生产中石油的使用量从2017年的5.8％大幅减少到2023年的0.4％。然而，煤炭继续主导发电，占2017年总发电量的57.2％。

外表

根据最近的估计，石油储备可能在2030年前用尽，这在很大程度上将取决于该行业开发新油田同时提高现有油田产量的能力。因此，天然气储量提供了主要机会。为了最大程度地发挥其潜力，立法者将需要仔细解决投资者的担忧，尤其是在资产近期国有化以及撤资法规方面。就发电而言，由于高昂的初始安装价格，实现NEGP 2018-27中规定的可再生能源目标将带来挑战，特别是在MEMR努力平衡可靠性和成本与环境问题之间。但是，可再生能源技术的最新进展可能会帮助PLN找到一种方法，以平衡其提高利润率的目标，同时保持较低的电价，同时使电力结构中的可再生能源最大化。

牛津商业集团

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