印度尼西亚的石油产量曾经是其出口经济的基石，但多年来急剧下降，从 20 世纪 90 年代每天 160 万桶的峰值降至如今的不足 60 万桶。同样，其天然气产量已降至每天 60 亿立方英尺 (Bcf/d)。印度尼西亚政府制定了雄心勃勃的目标，即到 2030 年将石油产量提高到每天 100 万桶，天然气产量提高到 12 Bcf/d。为了实现这些目标，政府计划简化勘探许可流程、重新启用闲置油井并采用先进技术。
然而，仅靠重新启用闲置油井和应用提高石油采收率技术还不够。正如最近在 Geng 和 Layaran 油田的发现所证明的那样，新的勘探对于扭转产量下降的趋势至关重要。然而，近几十年来，印度尼西亚的勘探吸引力有所下降，与圭亚那、纳米比亚、苏里南、墨西哥和阿根廷等更具竞争力的国家相比，其周期更长，经济效益也较差。
为了克服这些挑战，印度尼西亚政府需要实施促进大规模勘探的战略改革。这包括重新审视过去的成功做法，并引入针对成本回收制度的政策，该制度比当前的总分拆模式对投资者更具吸引力。成本回收制度对利润而不是收入征税，提高了投资者的回报并刺激了勘探活动。这些改革对于印度尼西亚到 2030 年实现其能源目标至关重要。
印度尼西亚的石油和天然气勘探行业面临着巨大的行政和合规挑战，阻碍了投资并推迟了勘探活动。这些挑战可以通过简化法规、提高效率并与全球最佳实践保持一致来解决。
需要改进的一个关键领域是获取勘探数据。在新西兰和澳大利亚等国家，地震勘测和测井等地质数据在指定期限后才会公开。这种开放获取模式使投资者无需等待政府批准即可做出明智的决定，就印度尼西亚而言，这将加快勘探进度并增强投资者的信心。
闲置勘探面积问题是另一个挑战。在印度尼西亚，大型勘探区块可以在不钻探的情况下持有数年，并且生产区块可能不进行勘探活动，这限制了新投资者的机会。应实施更明确的法规，要求公司放弃未使用的面积，特别是在最近没有勘探的地区。这将创造一个更具竞争力的环境，并为新投资开辟尚未开发的领域。
目前的许可程序是另一个瓶颈，勘探活动需要 300 多个许可证，通常涉及多个部委。简化许可流程并争取 60 至 90 天的批准期限（尤其是海上油井）将创建一个更高效的系统。能源和矿产资源部 (MEMR) 内的一个专门单位可以协调这一过程，减少官僚主义的拖延。
许多采购活动还需要政府监管机构 SKK Migas 的批准，这导致勘探阶段效率低下和延误。允许投资者遵循自己的采购程序，特别是在高风险勘探期间，将加速活动并降低成本。此外，放宽使用悬挂印度尼西亚国旗的船只和当地钻井平台的要求将进一步简化流程，使投资者能够在需要时在国际上采购设备和服务。
SKK Migas 负责监管外籍员工职位，并在工作计划和预算过程中每年对其进行审查。承包商必须提交人力图表以供批准，外派费用可在财政部 (MoF) 设定的工资上限内收回。然而，投资者应该能够灵活地雇用必要的人员并提供有竞争力的薪酬，而无需印度尼西亚政府批准或在勘探阶段遵守工资上限。当地的招聘要求应该放宽，直到发现并开始开发。
最后，印度尼西亚年度工作计划和预算（WP＆B）以及支出授权（AFE）的审批流程应简化。当前的 WP&B 流程涉及对成本效率的严格审查，尽管只有一小部分勘探项目进入开发阶段。在勘探阶段消除不必要的成本审查并专注于实际勘探活动，同时依靠投资者自己的 WP&B 和 AFE 流程，将加快进展。此外，应重新审查有关处置未使用勘探设备和放弃产品分成合同（PSC）的规定。允许投资者出售或再出口未使用的设备以收回成本，并简化不成功的产品分成合同的放弃流程，将降低成本并为新投资者更快地提供土地。
为了推动对印度尼西亚石油和天然气行业的投资，必须根据市场条件和投资者需求重新调整财政和监管框架。一项关键的改革是允许在当前“围墙”油田之外的勘探活动回收成本。投资者应该能够从同一产品分成合同内的其他产区收回勘探成本，至少是有限数量的油井。如果直接回收成本不可行，那么为这些成本提供税收减免可以提供财务缓冲，使投资者能够更有信心地探索新领域。
印度尼西亚政府应考虑恢复对进入开发阶段的成功勘探项目的利息回收。这种做法之前曾获得 SKK Migas 的批准，但在当前的监管框架下已变得不那么常见。重新引入利息回收将为投资者参与高风险勘探企业提供经济激励。
使投资信贷更容易获得将是另一个重要的步骤，特别是对于偏远或欠发达地区的项目。这些信贷将抵消开发新发现油田的部分资本成本。与石油相比，为天然气开发提供更高的信贷将解决天然气项目更高的资本密集度问题。一旦运营成本得到补偿，这些信用额就可以从生产中收回，从而使在具有挑战性的地区进行勘探在经济上更加可行。
另一项重要措施是扩大国内市场义务（DMO）假期的使用。这些延长的假期将使企业能够专注于出口市场，而无需满足国内供应需求的压力。在基础设施有限的地区，如果国内需求不可行，政府应允许天然气生产商优先考虑出口市场。减少或免除这些领域的 DMO 义务，再加上更大的投资信贷等额外激励措施，将减轻与开发偏远油田相关的风险，并使它们对投资者更具吸引力。
目前固定的国内天然气价格为每百万英热单位 6 美元，多年来一直保持不变，与不断上升的生产成本越来越不相符，从而造成了投资障碍。基于实际生产成本和市场状况的更灵活的定价模式对于吸引勘探投资至关重要。高风险勘探项目的成本加成定价机制或分级定价可以更好地调整激励措施，确保生产商能够支付成本，同时仍保持国内消费者负担得起的价格。
为了增强印度尼西亚的竞争力并吸引更多投资进入石油和天然气行业，政府应修改管理勘探活动的税收制度。这将为勘探创造更有利的环境，并刺激该行业更大的投资。
一项关键改革是修改有关勘探权益出售和转让的税收法规。目前 5% 的转让税是一个负担，特别是在高风险或偏远地区，这些地区的部分利息转让往往是在重大勘探活动发生之前进行的。通过取消这项税收或推迟到勘探活动进入开发阶段为止，印度尼西亚政府将鼓励更多投资并减少不公平的税收评估。
重新引入“承担和解除”税收安排也将提供重大减免。根据该安排，SKK Migas 将代表投资者缴纳各种税费，包括增值税和进口税。这将有助于消除勘探阶段增值税等不可收回的成本，使印度尼西亚与提供类似激励措施的其他国家相比更具竞争力。
允许对不可收回的 PSC 前成本进行税收减免是另一项必要的改革。投资者通常会在签署 PSC 之前产生费用，例如联合研究费用，但这些费用目前不可扣除。允许扣除将使印度尼西亚的税收实践与全球标准保持一致，从而使勘探在财务上更加可行。
PSC投资者的五年免税期将进一步吸引勘探投资。虽然这会暂时减少政府收入，但长期利益将超过这一点，因为一旦勘探项目开发，产量和政府收入就会增加。
最后，将分行利得税再投资便利扩大到石油和天然气投资者将鼓励对勘探活动的再投资。通过在不缴纳分公司利润税的情况下实现利润再投资，印度尼西亚将激励对勘探的长期投资，进一步振兴印度尼西亚的石油和天然气行业。
核心问题不在于印度尼西亚是否具有地质吸引力，而在于其地理位置。投资者普遍同意这一点。相反，令人担忧的是，几十年来，该国政府如何通过与其他司法管辖区相比缺乏竞争力的政策和做法降低了其投资吸引力。许多旨在吸引勘探投资者的拟议“改变游戏规则”的政策和做法已经为印度尼西亚政府和投资界所熟悉。这些措施的实施无需制定新的立法或法律，只需修改 MEMR、MoF 和 SKK Migas 的现有法规、法令和政策即可。
通过采取部分或全部这些“改变游戏规则”的政策，印度尼西亚可以吸引更多投资，加快勘探进程，并将自己定位为更具竞争力的石油和天然气勘探目的地，将其2030年目标从单纯的愿望转变为可实现的目标最终导致更多的生产和更大的能源安全。
