インドネシアにおけるPSCスキームの改革

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– 1 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 2017/12/25 調査部エネルギー資源調査課加藤望

インドネシアにおける PSC スキームの改革

○ インドネシアは東南アジア諸国中、一般的な投資先として政治・経済的に比較的安定度の高い国と考えられてきた。しかし、近年は油価の低迷、石油・天然ガス田の枯渇化に伴う生産量の低下傾向、それによる国内供給優先策、国内の制度上の問題、資源ナショナリズムならびに生産物分与契約（PSC）の諸手続きの煩雑化および遅延等により海外からの投資を妨げていると言われている。 ○ 2014 年秋に就任した Joko Widodo 大統領の下、諸手続きの遅延対策等制度上の問題の改善および政策に関する見通しの公表に取り組んできており一定の効果は見られる。 ○ エネルギー鉱物資源省は 2017 年 1 月に、手続きが煩瑣で複雑化してきたと問

題視されてきた PSC におけるコスト回収スキーム（Cost Recovery Scheme）を海外からの投資を呼び込む目的で総収入配分方式（Gross Split Scheme）に変更することを決定し、基本的に新規の鉱区から採用することにした。またその後、コントラクターの取分を増やす方向での見直しを 6 月に行った。

○ 一方、Gross Split への変更に伴い PSC コントラクターの取分に影響を与える税金の取り扱いについては、現在エネルギー鉱物資源省と財務省とで協議中であることから、変更の効果を IRR の観点から十分に評価できる状況ではない。 ○ また、Gross Split Scheme を取り巻く他の諸手続きについても、不透明さが残さ

れている。 ○ Gross Split に関する税金の取り扱いについては、早ければ 2017 年内にも政令が出されるとされている。しかしながら、全容が明らかになり Gross Split が定着するまでには、現行の石油・ガス法が改正され、関連する政令、省令等が定まることが必要であり、それには相当な期間を要すると思われる。 ○ 本報告は、PSC 改革の中間報告的な性格になるが、インドネシアの石油・天然ガスの上流開発、PSC および Cost Recovery スキームを紹介しつつ、Gross Split による変革の方向性について論ずることにする。

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– 2 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。はじめに現在インドネシアの石油・天然ガスの上流開発において、政府と石油開発会社間で締結される生産物分与契約（Product Sharing Contract: PSC）の内容（スキーム）の大幅な見直しが行われている。従来のコスト回収（Cost Recovery）スキームから総収入配分（Gross Split）スキームへの変更であり、2017 年 1 月に新規の PSC から Gross Split へ変更する旨およびその内容についてエネルギー鉱物資源大臣令(No.8/2017) が出された。今回の変更は、以下の要因が複合して生じたと考えている。 (1)2014 年以降の油価の低迷による世界的な上流開発への投資の減退 (2)他の東南アジア諸国の例に漏れず、インドネシアの油田、ガス田が減退期に入り、産出量が減ってきたこと。 (3)2016 年の鉱区入札に魅力ある鉱区がなく不人気であり、対象となった 15 鉱区のうち 1 鉱区しか承認に至らなかったこと。

(4)インドネシアの上流開発の規制機関である SKK Migas の Cost Recovery に対する手続きルールおよび指導監督が複雑かつ詳細を極めたため、手続きの遅延を生じた。また、インドネシアのローカル・コンテンツの要求が高いという事実。これらにより外国石油会社がインドネシアから撤退する理由の一因となったという見方がでている。 Gross Split への変更は、上流開発部門への投資（外国投資を含む）を呼び込む目的であるが、その後、新しいスキームに関する質問や疑問点が IPA（Indonesian Petroleum Association）を含む関係団体から多数出され、2017 年 6 月に No.8 を一部改訂する大臣令 No.52 が出されている。

また、Gross Split Scheme に適用される税金関係の諸規定が依然として不透明で未整備であるため、エネルギー鉱物資源省と財務省間で現在でも調整が続いており、早ければ 2017 年内、遅くても 2018 年 1 月には政令が出されると聞いている。

他方、インドネシアの石油・天然ガス開発の根幹を成す石油・ガス法は 1990 年代末の金融危機を経て Pertamina のあり方について規制機能と事業機能を分離すべきとの IMF の勧告により 2001 年に制定されたものである。

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– 3 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。しかし、2001 年の石油・ガス法は 2003 年および 2012 年に憲法裁判所より違憲判決を受けている。憲法では、以下のように定めている。  1945 年憲法第 33 条「土地、水、天然資源の国家による管理と、国民の最大限の福祉のための利用」判決は、上流事業者に「鉱業権が付与された」とした表現ならびに石油・ガスの国内供給義務が「最大 25％」と上限が設定されている点に対して違憲判断が出されたものである。また、2012 年には当時の上流部門に対する規制機関である BP Migas に対しても、その独立性（大統領府直轄）が問題視され、改めて違憲判決が出され、即刻 BP Migas は解散となり、新しい石油・ガス法が制定されるまで暫定的にエネルギー鉱物資源省（ESDM）に属する SKK Migas に業務が引き継がれている。石油・ガス法の改正草案は 2009 年に公表されており、国会審議も継続して行われているが、未だに成立していない。次回大統領選（2019 年）後に改正になるだろうと言われている。このような、不透明な状況下において石油・天然ガス開発の上流開発における PSC 改革は進んでいるが、石油・ガス法の改正をはじめ命令・規則等すべての制度が明確になるには石油・ガス法の改正後 2～3 年程度要するかもしれない。本報告は、現時点での Gross Split 改革の内容および今後の上流開発の方向性を占う意味でポイントとなる事項について考察するものである。

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– 4 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。

1. PSC における Cost Recovery から Gross Split Scheme への変更 1.1 PSC とは？

(1) 産油国と石油開発会社との上流開発契約には幾つかの種類があるが、インドネシアは生産物分与契約（生産分与契約ともいう。Production Sharing Contract：PSC）発祥の国と言われ 1960 年代前半からインドネシアにて考え出され、その後東南アジア、中央アジアや南米に普及し、これらの地域での産油各国で採り入れられた。石油探鉱開発契約で通常 PS 契約または PSC と略称される。インドネシアは 1960 年に大統領令により、石油産業の国有化を宣言した。その建て前の下で外国企業の資金と技術を導入する契約形態の模索が行われた結果、1960 年代になって開発請負契約、PSC が相次いで導入された。「PS 契約では従来の利益配分方式の探鉱開発契約と異なり、生産物自体を産油国と外国石油会社間で分けあう点が特徴的である。外国石油会社は、産油国または産油国国営会社の作業請負人（コントラクター）として作業を行い、併せて必要な資金と技術を提供する。探鉱の結果、商業規模の石油の発見があった場合、生産物から現物で投下資金を回収するが、通常、実費相当分はコスト原油として先取りすることができ、コスト回収後の原油を産油国と外国石油会社間で分けあう形式の契約である。それはこの方式が石油会社にとって、 ① 投下資金を優先的に回収することができ、キャッシュ・フローの点で有利、それゆえに中小規模の限界的な油田でも開発の可能性が高くなる、 ② コストを抑えれば比較的大きな利益が期待できること、他方 ③ 産油国側にとっては、石油資源に対する国の主権と国による鉱業権の独占を前提として国または国営石油会社が石油操業を遂行し、事業を管理、運営するという建て前を保持し、原油に対する直接支配権を留保できるといったような長所を持っているためと考えられる。」＊出所 JOGMEC 石油開発用語辞典より抜粋 (2)産油国との上流契約の種類

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– 5 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜表１＞各種上流契約名称石油会社の利益代表的な国コンセッション・リース契約原油・ガス等の生産物を自ら販売アメリカ、カナダライセンス・譲渡同上オーストラリア、ブラジル、ロシア、日本サービス契約コスト回収・報酬などを現金で受け取るイラン、クウェート、イラク、メキシコ PSC* コスト回収・利益配分などを生産物で受け取るインドネシアマレーシア、東チモールアゼルバイジャンカザフスタンまた、地下資源の保有者と生産物の処分権の観点からは以下のとおり図示できる。＜図 1>地下資源の保有者と処分権土地所有者国

１．地下資源の保有者

２．生産物の処分権は？

リース契約ライセンス PSC:生産物分与契約サービス契約

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– 6 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜図2＞生産物分与契約の本質

1.2 PSC における Cost Recovery スキームと Gross Split スキームの対比 (1)コスト回収スキームと総収入配分スキームの対比コスト回収スキームと総収入配分スキームを以下に対比、図示する。石油及び天然ガスといった地下資源は国家（産油国政府）の所有物である石油会社は産油国の作業請負人（コントラクター）であり、資金と技術を提供する商業化に成功した場合の生産物の取り扱い開発と商業化に失敗した場合資金を回収できずに引き上げる利益を国家とコントラクターで分け合う投下資本を回収する（コスト回収する）リスクマネー　

注1：FTP＝First Tranche Petroleum （政府取分の保証分。パーセンテージはPSCにより異なる。 FTPがない、もしくはFTPを全部政府が取る契約もある。注2：コスト未回収分が多い場合は③の取分の配分に至らないことがある。注3：油価が下がるほどコスト回収取分のパーセンテージは増えるが、取分は圧迫する。注4：コントラクターは黄色部分の生産物を取り、税金(網掛け部分）は現金で納付。コスト回収スキーム政府　X % 政府取分FTP _{コントラクター取分FTP}税金コスト回収政府分取分税金コントラクター取分 ① ② ③ 順序 Y% コントラクター（100- X%)%

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– 7 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜図３＞コスト回収スキームと総収益配分スキームの対比 (2) インドネシアにおけるコスト回収スキーム基本的に PSC 期間は 30 年間。最初の 6 年間は探鉱期間となる。必要なら一回限り 4 年まで延長が可能。この場合、残りの 20 年間で生産とコスト回収を行うとの理解。 PSC の延長は 20 年間が認められる（複数回の延長可能）。 (3)コスト回収スキームのこれまでの問題点 ① 入札承認後に PSC を政府と締結する。その後探鉱し、商業発見後に POD（Plan of Development）を政府に提出。承認後また、毎年作業計画および予算（Work Program & Budget)を SKK Migas に提出し承認を受ける必要がある。

② 政府取分、コントラクター取分は PSC で決められている。 ③ 生産設備等の減価償却期間は PSC 付属書にて規定される。5 年～10 年間で定められるようだ。この減価償却期間と計算方法は一般税法の基準とは異なる。 ④ コスト回収の対象となるコストの認定は、コスト回収後に SKK Migas や政府監査機関の厳格な審査を経た後に確定する。 ⑤ 探鉱および生産に使用する目的で購入した資材・設備は、すべて政府の所有物となる。輸入貨物の場合は、通関前インドネシア領海に入った時点で所有権は政府に移転する。 ⑥ コントラクター取分のうち、最低でも 25％は市場価格より安価に国内向けに販売しなければない。 ⑦ SKK Migas の定めた非常に細かい調達ルール（PTK007）の遵守を求められ、かつ後述するようにインドネシア国産品使用の高い Local Contents が求められる。注：コントラクターは右側の赤色部分の生産物を取り、税金(網掛け部分）は現金で別途納付。グロス・スプリット・スキーム政府取分税金コントラクター取分政府　X % コントラクター（100- X%)%

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– 8 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 2. Gross Split への改訂とそれに伴う PSC コントラクターの取り分について 2.1 PSC コントラクターの取り分は従前と同程度確保されるか？

Gross Split による政府取分とコントラクター取分についてのベース・スプリット（Base Split）と加算・減算要素等を以下の表 2 にまとめた。なお、Base Split および 2017 年 1 月のエネルギー鉱物資源大臣令（MR8）から 6 月に改訂された同大臣令（MR52）の変更部分を黄色の網掛けで表示した。

コントラクターの配分率は、表 2 の 1．Base Split （コントラクターの基本比率）+ 2． Variable Component （可変要素） + 3．Progressive Component（生産量累計によるプラスもしくはマイナス調整） + 4．大臣調整によって求められる。＜表 2＞ Gross Split における政府およびコントラクター取分の変更要素

1 Base Split

[原油] 政府57%　：　コントラクター43%　/　[ガス]　政府52%　：　コントラクター48%

2 Variable　Component (その1）特性パラメーター MR8 調整比率パラメーター MR52 調整比率開発計画 POD (Plan of Developmet) 1 5.00% POD1 5.00% POD2 0.00%Further POD

(POD2 etc) 3.00% POFD (Further Development) 0.00% なしなし No　POD -5.00% No POD 0.00% フィールドの位置陸上 0.00% 0.00% 水深20m以下 8.00% 8.00% 水深20m～50m 10.00% 10.00% 水深50m～150m 12.00% 12.00% 水深150m～1000m 14.00% 14.00% 水深1000m超 16.00% 16.00% リザバー深度 0-2500m 0.00% 0.00% 2500m超 1.00% 1.00% インフラ十分整備されている 0.00% 十分整備されている 0.00% ニューフロンティア 2.00% 新規開拓沖合い 2.00% 新規開拓陸上 4.00% リザバー Conventional 0.00% 0.00% Non-conventional, eg. CBM, Shale 16.00% 16.00% *1:パラメーターMR８：エネルギー鉱物資源大臣令8号（2017年1月） *2:パラメーターMR52：エネルギー鉱物資源大臣令52号（2017年6月）同左同左同左

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– 9 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。 Variable Co mpo n e n ts（その２）特性パラメーター MR8 調整比率パラメーター MR5 2 調整比率 CO2含有量 5%未満 0.00% 0.00% 5～10％ 0.50% 0.50% 10～20％ 1.00% 1.00% 20～40％ 1.50% 1.50% 40～60％ 2.00% 2.00% 60％以上 4.00% 4.00% H2S含有量 100ppm未満 0.00% 100ppm未満 0.00% 100～３00ppm 0.50% 100～1000ppm 1.00% 300～500ppm 0.75% 1000～2000ppm 2.00% 500ppm～ 1.00% 2000～3000ppm 3.00% 3,000～4,000ppm 4.00% 4,000ppm以上 5.00% 原油API 0～25° 1.00% 1.00% 比重 25°以上 0.00% 0.00% 30％未満 0.00% 0.00% 30～50％ 2.00% 2.00% 50～70％ 3.00% 3.00% 70～100％ 4.00% 4.00% 生産段階一次 0.00% 一次 0.00% 二次（水・ガス圧入） 3.00% 二次（水・ガス圧入） 6.00% 三次（EOR） 5.00% 三次（EOR） 10.00% 同左同左同左ローカルコンテンツ

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2.2 Cost Recovery と Gross Split の各スキームについて

エネルギー鉱物資源省は、Gross Split の適用によって、コントラクターの取分は増加する旨のキャンペーンを張っている。 (1)Gross Split によるメリット ① Cost Recovery の PSC はモデル契約で、取分も含め内容の改訂は不可能であ 4 → 5 MR8：国内向け原油・ガス供給義務25% MR52：　同左 MR8:実際の経済性を基に、エネルギー鉱物資源大臣の裁量で最大+5％追加調整 MR52:実際の経済性を基に、エネルギー鉱物資源大臣の裁量で追加調整

3 Progre ssive Compon e n t：　原油価格および累計生産量に基づく。毎月 SKK Migasが調整項目パラメーター MR8 調整比率パラメーター MR5 2 (85-ICP) x 0.25% 調整比率原油価格（ICP*_基準） _{$40/bbl未満} _7.50% _$40/bbｌ _11.25% (月単位） $40～＄55 5.00% $45 10.00% $55～＄70 2.50% $55 7.50% $70～＄85 0.00% $65 5.00% $85～＄100 -2.50% $85 0.00% $100～＄115 -5.00% $95 -2.50% ＄115以上 -7.50% $105 -5.00% $115 -7.50% Gas 価格(US$/mmbtu) 　(月単位）パラメーター（新設）（＄7－ガス価格）x 2.5% $7～＄10　　　　　 0.0% （$10-ガス価格） x 2.5% $5 5.00% $6 2.50% $7 0.00% $10 0.00% $11 -2.50% $12 -5.00% 1 mmboe未満 5.00% 30 mmboe未満 10.0% 1～10mmboe 4.00% 30～60mmboe 9.0% 10～20mmboe 3.00% 60～90mmboe 8.0% 20～50mmboe 2.00% 90～125mmboe 6.0% 50～150mmboe 1.00% 125～175mmboe 4.0% 150mmboe以上 0.00% 175mmboe以上 0.0% *3: ICP（Indonesian Crude Price）とは8つの鉱区から産出され国際取引される原油スポット価格　　の平均。 *4:天然ガス価格とは、法令の規定に従い大臣により決定される天然ガス価格である。（但し、累計生産量について大臣は生産奨励をゼロとすることが出来る）石油・ガス累計

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– 11 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。った。Gross Split では、コントラクターの基本的な取分について明文化されかつ Variable Component と呼ばれる可変要素が考慮されることによりフィールドおよびプロジェクト毎の特性が加味されるようになった。例えば、オフショアの水深 1,000m 超の大水深ガス田を開発する場合のコントラクターの取分は 64％になり、インセンティブとして働くことは間違いないだろう。そのほか、POD の提出や生産方法と生産現場、石油・ガスの性状や累計生産量により多くの要素が考慮されており、その合計によりコントラクターの取分が70％を超えることになっても、シーリングは設けられていないことがあげられる。 ② エネルギー鉱物資源大臣の裁量で、経済性を勘案し更に上積みが出来ることになった。 ③ 煩瑣で複雑な Cost Recovery で実施されてきた以下の手続きが簡素化もしくは省略されることが期待される。ただし、SKK Migas の実務担当者との調整が必要となるかもしれないという危惧は残されている。

1) SKK Migas に毎年提出し承認を受けなければならなかった、Work Program & Budget とその元となる Authorization for Expenditure （AFE）については不要もしくは大幅な簡素化されるが期待される。

2) 調達手続きにおいて、複雑な PTK007 “Supply Chain Management”のガイドラインを遵守する必要がなくなり、自己責任において調達活動が行える。 3) 以上の手続きの省略によって実務上スピードアップが期待される。

④ Gross Split による ESDM 試算 IRR（2017 年 9 月公表）

本来 Gross Split に関する税制が決まらないことには、IRR の計算は出来ないは

ず

であるが、ESDM は以下のように 12 の既存油田・ガス田（フィールド名は未公表）につ

いて試算を行っている。

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これを見ると Cost Recovery と Gross Split（大臣令第 52 号（MR52））による IRR

は同等もしくは上回っているという結果を示している。この発表に対して同席していた

世界銀行からは、IRR 計算上重要な要素である税金の取り扱いが不明な段階では時

期尚早ではないかとの疑問がその場で提示された。 3. インドネシアの上流開発に係る税制

3.1 Cost Recovery に係る税制

ここでは、Gross Split に適用される税制が定まっていない状況下、従来の Cost Recovery Scheme における税制を紹介する。

(1) コストの回収

既に述べたように、Cost Recovery Scheme の下では、生産開始までの資本的支出は生産開始後の生産物の収益から優先的に回収される。厳密に言うと、First Tranche Petroleum（FTP）といわれる取分（通常 5％～20％、PSC によってはない場合もある）が最優先され、次にコスト回収分が対象となる（図 3 参照）。承認されたコストが全額回収されるまで、政府取分もコントラクター取分も圧縮されることになる。ただし、コスト回収期間は一般税法の設備・工作物に対する耐用年数、即ち減価償却期間（耐用年数 4 年～20 年）に比べると短く、コントラクターにとっては早期のコスト回収が可能であった。反対にインドネシア政府から見ると、コスト回収が終わらないと政府取分もコントラクターからの税収も期待できないことから、FTP という政府にとっての保証取分が導入された。それでも、FTP 以外の政府取分および税金の確保が遅れることに対しての不満はあった。 (2)法人税等実効税率の変遷コントラクターに課される法人税と支店利益税（併せて法人税等等という）の変遷は以下の通りである。＜表 3＞法人税等実効税率の推移（PSC 締結時点）～1982 1983～ 1994～ 2009 2010～法人税率 45％ 35% 30% 28% 25% 支店利益税 20% 20% 20% 20% 20% 実効税率 56%(*) 48% 44% 42.4% 40% (*) 56%=45% + （100%－45%）x 20%。支店利益税とは外国法人の支店（恒久的施設を含む）に対して、通常の法人税のほかに税引き後利益から 20％の源泉課税がなされる。

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– 13 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。（3）2010 年の政令 GR79 発布までは、法人税および支店利益税以外のその他税金はインドネシア政府の負担であった。  VAT（国内取引に関わるもの。税率は 10％）はコントラクターが一旦支払い政府取分から還付。注：原油・天然ガスは VAT の非課税品であるため、これらを国内で売り上げても Input VAT は入らず、資機材調達等に係る Output VAT と相殺が出来ない。このため Output VAT は別途還付を受けていた。

 土地建物税（LBT*）はインドネシア政府内で石油ガス勘定から一般勘定に振替を行っていたため、コントラクターは一切支払わなかった。

注*：LBT は地方税であり政府発表の土地の標準価格（NJOP）に応じて課税基準額が決まる。

＜課税基準額＞ NJOP が 10 億ルピア以下の場合：NJOP の 20％・NJOP が 10 億ルピア超の場合：NJOP の 40％納税額＝課税基準額×0.5％

 輸入諸税（関税, Import VAT および PPh22(*1)）は Master List メカニズム(*2)を使用することで免除注(*1)：PPh22 とは輸入時の前払所得税をいい、製造会社や商社等の輸入業者が材料・物品を輸入する際、輸入関税・付加価値税と一緒に通関時に納税するもの。PPh22 は法人所得税の前払いとみなされ年度末の法人所得税確定申告の際に法人所得税から控除することになる。税率は一般的には 2.5%。注(*2)：事前に投資調整庁が特定の戦略的物品と認定すれば税制優遇措置を享受できる。この場合、条件を満たした機械類および原材料のリストをマスターリストと呼び、これらに対する関税、輸入 VAT、PPh22 は免除となる。 (4) GR79 発布後に締結された PSC に関わる法人税等以外のその他税金  VAT, LBT は一旦コントラクターが支払いコスト回収  別の税務規則により探鉱段階での sub-surface に係る LBT は免除  輸入諸税は免除。ただし、税法に基づいた手続きが必要。 (5) 2017 年 6 月の政令 27 号（GR27）による GR79 の一部改正  探鉱段階での PSC では、VAT、LBT、輸入諸税免税  開発・生産段階の PSC では VAT、LBT（最大 100%）、輸入諸税免税。ただし、エネルギー鉱物資源大臣の経済性評価に基づき財務大臣が決定

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– 14 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。  また GR27 以前に締結された PSC に GR27 を全面適用オプションがある。 3.2 Gross Split に係る税制に対する疑問点 Gross Split 契約に適用される税務規則が未発布のため、コントラクターにとっては以下の点が関心事項である。 (1) 一般税法が適用されるのか、それとも特別の税務規則を作るのか？特に資本的支出に関する減価償却について早期の償却が可能かどうか。 (2) 実効税率は、現行の法人税 25%、支店利益税 20%が維持されるかどうか？ (3) 欠損金の繰越期限は？石油・ガス開発は生産が始まるまで 10 年程度掛かることも珍しくなく、即ち当初 10 年間は赤字続きとなる。従い、一般税法の 5 年の損金繰越期限では初期分の赤字額が生産開始後の利益と相殺されないことになる。 (4) VAT の取り扱いについて？ (5) 輸入諸税は免除となるかどうか？ (6) 土地建物税（LBT）は免除になるか？ 4. インドネシアにおける Local Contents について 4.1 Local Contents の問題現行の石油・ガス開発に適用される Local Contents（LC）の要求目標は、2013 年のエネルギー鉱物資源大臣令第 15 号にて定められており、主な項目は次の表の通りである。＜表 4＞ Local Contents 達成目標（MR15/2013）

No. Service Target Achievement (%)

2013 - 2016 2017 - 2020 2021 - 2025 1. Survey, Seismic and

Geological Study Service a. Onshore b. Offshore 60 15 75 25 90 35 2. Drilling Service a. Onshore b. Offshore 50 35 70 45 90 55

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3. Front End Engineering Design (FEED) Service

a. Onshore b. Offshore 60 40 70 50 80 60 4. Engineering, Procurement, Construction, Installation (EPCI) Contracting Service a. Onshore b. Offshore 50 35 70 45 90 55 以上のように非常に高い要求であるが、あくまで目標である。同じく高い LC を要求するブラジルの場合は、目標ではなく義務であり、未達の場合は罰金を払わなければならない。ブラジルはインドネシアより工業の成熟度合いは高いと思われるものの、2005 年の第 7 次ライセンスラウンド以降は、LC の比率がさらに上昇した。陸上、沖合の鉱区を対象とした第 7 次、第 9 次、第 11 次、第 13 次ライセンスラウンドでは、陸上、沖合の別や水深等開発の難易度によって異なるものの、探鉱段階で 37％以上、開発段階で 55％以上、陸上鉱区のみを対象とした第 10 次、第 12 次ライセンスラウンドでは探鉱段階で 70 ～80％、開発段階で 77～85％を国内で調達することが求められるようになった。また、プレソルトの新規油田に適用されることとなった PSC に関しては、LC の最低ラインが探鉱段階で 37％、開発段階では2021 年までに生産が開始される生産設備については 55％、2022 年以降に生産が開始される生産設備については 59％と定められた。しかし、これを嫌った外国からの投資意欲が減退し、また複数の鉱区開発が同時期に重なるとブラジル国内での調達可能な資機材の生産キャパシティを超えてしまうともいわれ、違約金を支払ってでも資機材を輸入する等本来の主旨を逸脱する動きが見られたことなどにより、2017 年の 7 月に LC 比率を下げる改訂を行った。プレソルトの FPSO の開発においては、井戸の開発 25%、海底機器 40%および生産設備 25%（平均 27%）にまで LC 比率が下がっている。インドネシアには幾つも製油所や石化プラントもあり石油・ガス産業を支える幾つかの分野での装置産業やエンジニアリング産業は育ちつつある。製鉄業は韓国ポスコの

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– 16 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。支援を受けつつ、唯一高炉一貫体制を有するタラカタウ・ポスコがあり、拡張および自動車用鋼板設備の新設を計画しているが、現状のクラカタウ・ポスコの生産能力は年間 300 万トン程度である。また、オフショア開発と関連の深い造船業の現状については、その課題を国土交通省海事局が 2015 年公表した「インドネシアにおける造船産業の発展可能性」に述べられているので参考までに一部抜粋し紹介する。端的に同国が抱えている重工業の課題を表しているものと思われる。「インドネシアの造船所が抱える様々な課題  インドネシアでは、人件費は安いが建造管理ノウハウが不足。また、稼働中の船舶エンジンメーカーが存在せず、その他の資機材も 7 割以上を輸入に頼っているため、必然的に工期が長くなる。  また、新造船については、国内造船所の能力では載貨重量5 万トン（DWT）以下の船舶しか建造できない。」＜表5＞課題現状要因不十分な造船、修繕施設等・十分な投資がなされず老朽化した造船所・設備が多い・5 万トンまでの船舶しか建造できない・新規設備投資への銀行融資を得ることが難しい工期が長く、高コスト・新造船、修繕共に工期が長い・生産管理・ノウハウ不足・設備が不十分・資機材の 7 割以上が輸入のため輸送・通関に時間がかかる技術者不足関連産業の未発達・造船技術者、生産管理者等エンジニア不足・設計図面、材料、機材調達の殆どを輸入に依存・造船所での熟練技術者からの技術継承がない・一部経済特区(バタム島)を除き、海外事業者の進出が遅れている

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4.2 Local Contents の要求と Gross Split の関係について

Gross Split に関して表 4 の MR15/2013（Local Contents）が適用となるかどうか、現時点で不明である。現状、MR15 は達成目標であり罰則等の対象となるものではなく、どこにも適用の有無について言及されていない。また、＜表 2＞ Variable Components のローカル・コンテンツによるコントラクターの取分の変更ファクターでは 30%未満の達成をも容認しているように見受けられ、整合性が求められるところである。ただし、MR15 の目標に沿った指導・監督を SKK Migas 等が強めてくることは考えられる。 5. 終わりに Gross Split への変革は、ようやく枠組みが固まってきて方向性が見えてきたところである。ただし、適用される税制が定まらないことには、従来の Cost Recovery との比較は困難である。これまで公表された内容および周辺の規制等の環境も外国投資を呼ぶことを最優先に考えれば自ずと変化してくる可能性はある。今後更なる法令もしくは運用によって補足もしくは変更が行われると思われる。他方、発展途上国から中進国に着実に発展をしている同国では、合わせて資源ナショナリズムも高揚してきており、かつての植民地時代において外国および外国資本によって搾取されてきたという歴史的な記憶も残っているなかで、自信も実力もつけていることから、外資優遇という見方をされると問題が生じかねない可能性もあり着地点が定まるには今しばらく時間を要するだろう。また、Gross Split は新規鉱区（もしくは PSC 期限切れとなった鉱区）から適用されるが、既に Gross Split にて PSC が締結されたのは Pertamina が取得したブラウン・フィールド 1 鉱区のみであり、他の石油会社はしばらく様子見を決め込んでいる風に見受けられる。

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– 18 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜参考＞＜参考 1＞規制・制度面の変遷 1.1 インドネシア政府は、2001 年に石油ガス法を施行した。それまでの以下の石油ガス産業関連 3 法に代わるもので，14 章 67 条からなる。 (1)石油ガス産業に関する 1960 年代替政令第 44 号、 (2)石油会社の国内供給義務に関する 1962 年法律第 15 号および (3)Pertamina に関する 1971 年法律第 8 号。 2001 年石油ガス法の上流分野に関わる規定の概略は以下のとおりである。 (1) 鉱業権は国家に帰属し政府がそれを執行するが，その規制機関として新たに大統領直轄の「実行機関」（BP Migas）と称する組織を，新法発効後１年以内に設置する。 (2) 実行機関の長は大統領が任命・解任する。 (3) 実行機関の長は大統領に対して責任を負う。 (4) 同機関が企業等と協業契約を締結し、探鉱・開発作業を請け負わせる。 (5) 鉱区の設定、入札行為，落札者の決定はエネルギー鉱物資源大臣が行う。 (6) 民間企業等が実行機関と締結する協業契約の形態は PS 契約以外も可能。 (7) 外国法人や外国資本 100％の現地法人も規制機関との協業契約締結が可能。 (8) 協業契約は一法人につき一契約のみ締結可能。 (9) 協業契約の期間は 30 年間で一回あたり最大 20 年間の延長が可能。探鉱期間は6 年間で最長 4 年間の延長が 1 回可能。 (10）協業契約締結企業等は石油およびガスのコントラクター取分の最大 25％の国内供給義務を有する。 2001 年の石油ガス法制定後、政府はエネルギー政策の明確化を図ってきた。石油ガス法制定に伴う石油ガス行政の大幅変更により、2000 年代半ばまで混乱が見られた新体制は、以降徐々に機能しつつあった。1990 年代半ば～2000 年代半ばまで、政治的混乱、アジア金融危機、石油ガス行政の混乱で米系メジャーのインドネシア投資手控えが見られたが、マカッサル海峡沖合深海を始めとするフロンティア探鉱の活発化に伴い、外国石油企業の投資額が拡大した。また政府は、フロンティア探鉱、ガス開発の契約条件に関して、インセンティブ措置

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– 19 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。を設け、フロンティア探鉱、ガス開発に係る PSC コントラクター取得比率を、標準比率より優遇した。インドネシア PSC の標準モデルは世界でも厳しい条件であるが、これら開発にはインセンティブが与えられ、多少なりとも同国探鉱の推進に貢献してきたと考えられる。しかし、契約条件はプロジェクト毎に異なり不透明であり、かつ入札・ライセンス付与を含めた諸手続きは煩雑を極めると言われている。そして、前述の 2012 年の BP Migas の違憲判決による解散と SKK Migas の設立ならびに同長官らに対する汚職撲滅委員会（KPK）による汚職事件摘発といった一連の出来事で、同国石油・ガス上流部門での投資・事業の持続性や正統性に不透明感が生まれている。 1.2 外国石油会社の参入状況

国営 Pertamina とその子会社である Pertamina Hulu を除いた外国石油会社でインドネシアにおいてビジネス活動を行っている主な会社は次のとおりである。

 Chevron, INPEX, Total, BP, Conoco Philips, Exxon Mobile, Eni, Repsol Canada、CNOOC、石油資源開発、JX 石油開発、三井石油開発等。新興ではシンガポールベースの Kris Energy、マレーシアベースの Hibiscus、バミューダベース（ロンドン）の Azipac 等

1940 年代から南スマトラで石油開発を行っていた旧 Caltex を継いだ Chevron が一時は Pertamina を凌駕する生産量があり存在感を有していた。  大型投資案件として、ESDM が指定している優先開発プロジェクトは次の

とおりである。

① IDD （Indonesia Deepwater Development）（一部生産開始）：東カリマンタン Offshore ガス田、オペレーター Chevron

② Jangkrik （生産開始）：東カリマンタン Offshore ガス田、オペレーター Eni（55％）

③ Tangghu LNG Train 3 （FID 済）：西パプアガス田開発および LNG 液化プラント（Train3 ）建設、オペレーター BP

④ Masela （Pre-FEED 入札開始）：アラフラ海ガス田開発、オペレーター INPEX、および

⑤ Jambaran Tiung Biru （JTB）：ジャワ島東部 Onshoreガス田開発プロジ

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– 20 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。油価の下落、国内における石油と天然ガスの生産量の減少、有望鉱区の減少、汚職防止委員会（KPK）による取り締りも一因となり SKK Migas の過度とも思われる指導・監督に対する煩雑な対応とそれに伴い生ずる遅延に伴い、徐々に外国企業のインドネシアの上流開発に関する関心は薄れてきていると言えよう。また、インドネシアにおける資源ナショナリズムの高揚に加え、自らの天然資源を自ら積極的に管理するという姿勢が強くなりつつあるとも言える。以下に、最近の外国石油会社のインドネシアにおける動向を示す。全般的に低油価の時代にポートフォリオの整理が進んでいるともいえ、特に北米の会社は Shale オイル・ガスに投資先を向けたと思われる。インドネシアからみると外国資本の減少となるが、Local 石油企業にとっては好機到来とも考えられる。しかしながら、現在残された鉱区は技術的な要求度の高いものが多く多額の資金と技術力が要求され、ファイナンスのアレンジを含めハードルは高い。  Marathon、Anadarko、Hess（2013 年撤退）  Murphy 西パプア州の 2 鉱区を政府に返却し（2015 年 7 月）、インドネシアから撤退。  ExxonMobil の東ナツナプロジェクトからの撤退（2017 年 7 月）および

Pertamina がオペレーターの東ジャワ陸上権益 Jambaran Tiung Biru ガス田開発プロジェクトの権益 41.4％を売却（2017 年 8 月上旬）。ただし、同じ鉱区にある Banyu Urip 油田を抱える Cepu 鉱区権益の 45％は保持。

 Eni の 2017 年 5 月に生産開始したばかりの Jangkrik ガス田権益(55％)の一部売却のニュース（2017 年 10 月末）が流れた。Eni の最近の投資方針として、生産に漕ぎ着けたプロジェクトは、投下資本を長期的に回収するのではなく、一部売却により速やかに資本回収を図る方針に合致するもの。 1.3 2010 年以降の鉱区入札動向について (1) 2010 年から 2015 年に掛けての鉱区入札動向特に、2010 年から 13 年に掛けては、非在来型の CBM や Shale を中心に関心を集め、また油価やガス価格が高かったこともあり、2010 年は 23 鉱区、2011 年に 50 鉱区以上が承認（Award）された。2014 年の鉱区入札から油価の影響を受け 2014 年は 1 件、2015 年は 10 件が承認された。 (2) 2016 年鉱区入札について

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– 21 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。区および Shale3 鉱区の合計 22 鉱区が入札に掛けられたが、Award に至ったのは在来型の 1 鉱区（Kutei Basin の Oti 鉱区を Seacrest Group の Azipac が落札）のみであった。＜表 7＞2016 年入札 Round （在来型）注：Direct Proposal とは、鉱区の権益を取得したい企業が事前にインドネシアの大学・研究機関等と共同で調査を行い提案したものであり、基本的に提案企業に優先権が与えられる。 (3) 2017 年鉱区入札在来型が 10 鉱区、非在来型 5 鉱区が入札に掛けられたが、当初 7 月 17 日が直接入札（Direct Proposal）、9 月 26 日が一般入札の締め切りだったが、Gross Split Scheme に適用される税務規則の発布が遅れていることから、現時点での締め切りは 2017 年 12 月末となっている。

鉱区名面積（km2）盆地/海盆入札方法 Shore Status 最初の3年間の義務

1 South CPP 2,672 Central Sumatra 通常入札 Onshore G&G + 1 試掘井

2 Oti 5,481 Kutei 通常入札

Ultra-deepwater

G&G + 1,000km 2D seismic survey

3 Suremana I 2,886 Kutei 通常入札

Ultra-deepwater

G&G + 500km2 3D seismic survey

4 Mandakarra Mamuju 7,033 Kutei 通常入札

Ultra-deepwater

5 SE Mandar 3,416 South Makassar 通常入札 Deepwater G&G + 500km2 3D seismic

survey

6 North Aｒguni 5,398 Bituni 通常入札 Onshore G&G + 1 試掘井

7 Kasuri II 1,821 Bituni 通常入札 Onshore G&G + 200km 2D seismic

survey

8 Bukit Barata 2,447West Natuna

Penyu 直接提案 Shelf G&G + 1 試掘井

9 Batu Gajah Dua 659 South Sumatra 直接提案 Onshore G&G + 1 試掘井

10 Kasongan Sampit 8,125 - 直接提案 Onshore G&G + 200km 2D seismic

survey

11 Ampuh 7,896 Jawa Sea 直接提案 Shelf G&G + 1,500km 2D seismic

survey

12 Ebuny 8,208 Salabanga Manui 直接提案 Shelf/

Deepwater

13 Onin 5,094 Bintuni 直接提案 Onshore G&G + 200km 2D seismic

survey

14 West Kaimana 4,116 Bintuni 直接提案 Onshore/

Shelf

G&G + 200km 2D seismic survey

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– 22 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜表 8＞2017 年入札 1st_{Round (在来型)} 注：当初 7 月 17 日が直接提案および９月 26 日が一般入札の締め切りだったが、Gross Split への変更に伴う税金の取り扱いの協議が長引き、両法とも締め切りは一旦 11 月 27 日に延期。更に 12 月 31 日に延期された。加えて 2nd Round が計画され Conventional（CBM や Shale を除く石油・ガス田）な 5 鉱区が予定されているが来年にずれ込んでいる（2016 年ラウンドで不成立となった鉱区が一部含まれる模様）。＜地図 1＞2017 年入札 1st_{Round 地図（2016 年承認の Oti 鉱区含む）} 鉱区名面積（km2）盆地名入札方法 Shore Status 最初の3年間の義務

1 Andaman I 7,346North Sumatra

-Mergui 通常入札 Deepwater

2 Andaman II 7,400North Sumatra -_Mergui 通常入札 Deepwater G&G + 500km2 3D seismic_survey

3 South Tuna 7,827Sarawak - East

Natuna 通常入札 Shelf

G&G + 500km 2D seismic survey

4 Merak Lampung 5,104 Sunda 通常入札 Shelf G&G + 500km 2D seismic_survey

5 Pekawai 7,776Kutei/Pasir

-Asem -Asem 通常入札

Onshore/

Shelf G&G + 1 試掘井

6 West Yamdena 8,210 Tanimbar 通常入札 Onshore/_Shelf G&G + 1,000km 2D seismic_survey

7 Kasuri III 752 Bintuni 通常入札 Onsohre G&G + 1 試掘井

8 Tongkol 584Sarawak - East

Natuna 直接提案 Shelf G&G + 1 試掘井

9 East Tanimbar 8,243Tanimbar/Arafura_/Bonaparte 直接提案 Deepwater G&G + 1,000km 2D seismic_survey

10 Mamberamo 7,783 Waipoga 直接提案 Onshore/

Shelf

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– 23 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜参考 2＞石油・天然ガスの一般概況（生産推移、最近の情勢と見通し） 2.1 石油および天然ガスの生産量 (1) 石油インドネシアは 2003 年以降石油純輸入国に転じた。1960 年創設の OPEC には 1962 年に加盟したが 2009 年に会員資格を停止した。2016 年に一旦復帰したものの、同年 11 月に再度会員資格を停止している。 2016 年の石油生産量は 4,300 万トン（コンデンセートを含む）、日量 88 万 1,000bbl であった。他方、2016 年の石油消費量は 7,260 万トンであり、差し引き 2,960 万トンの輸入超過であった。今後の石油生産量は、引き続き原油の生産は続けられるものの、大規模の新規油田発見の見込みは少なく漸減基調であり、輸入超過幅の拡大が予想される。かつては日本向けの主要原油供給国の一角を占めたが、現在の日本向け輸出量は少なく、今後日本の原油調達先としての意味合いは更に薄れると見込まれる。＜図 6＞原油生産量および消費量推移(2006 年～2016 年実績) (2) 天然ガスインドネシアの 2016 年天然ガス生産量は 6,270 万トン、前年比で 7.4％の減少だった。同年のガス消費量は 3,390 万トンで、国内生産量の約 54.1％に相当する。ただし、消費量が国内生産量を超えるのは 2019 年～2020 年ごろと予想されている。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 原油生産量原油消費量単位：百万トン出所 _BP統計

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– 24 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜図 7＞天然ガス生産量および消費量推移実績(2006 年～2016 年実績) 2.3 石油・ガスの生産見通しインドネシアにおける石油・天然ガスの 2050 年までの生産見通しは、SKK Migas が以下のとおり公表している。

＜図 8＞インドネシアの石油・ガス供給見通し（出典：SKK Migas 2015 年 Annual Report）

ガス生産量については、現存のガス田では 2030 年に向けて一貫して減少していくが、新たなガス田の発見を見込んでも 2020 年代後半以降大きく減少すると見られる。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 天然ガス生産量天然ガス消費量出所 _BP統計

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– 25 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。エネルギー需要の上昇が見込まれる中、政府は国内利用優先策を推進しているため、輸出余力は減少する見込みである。 2.4 日本のインドネシアからの LNG 輸入量の推移および輸入相手先以下に日本のインドネシアからの LNG 輸入量の推移ならびに 2006 年と 2016 年の輸入相手国のグラフを示した。＜図９＞日本の 1976 年以降のインドネシアからの LNG 輸入量＜図 10> 日本の LNG 輸入相手先（2006 年度および 2016 年度比較） 6,331万トン 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 tho us and M T 暦年日本のインドネシアからの_LNG輸入量インドネシア 22.0% オーストラリア 19.9% マレーシア 19.3% カタール 12.2% ブルネイ 10.1% UAE 8.3% オマーン 4.5% 他5ヶ国 3.7% 2006 年度 6,331 万トン オーストラリア 27.7% マレーシア 18.3% カタール 14.0% ロシア_9.1% インドネシア 7.8% UAE 5.7% パプアニューギニア 4.8% ブルネイ_4.8% オマーン3.0%他11ヶ国 4.6% 2016年度 8,475万トン 出所貿易統計

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– 26 – Global Disclaimer（免責事項）本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）調査部が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。＜参考 3＞その他のインドネシアでの上流開発における留意点 3.1 インドネシアの中央銀行規制 (1) インドネシア銀行の活用。原油・天然ガスの海外への輸出代金は、インドネシアの国内銀行が一旦受領すること。ファイナンスの構築に影響与えるだろう。輸入における決済については規制なし。 (2) 国内取引の場合、契約金額はルピア建てルピア払いの強制適用。 3.2 インドネシアにおける一般的な探鉱開発の流れ 3.3 その他 (1) インドネシア法人が当事者となる契約文書はインドネシア語で作成しなければならない。外国語の併記は認められるが、解釈はインドネシア語に従う。ただし、技術仕様書は外国語のみで可。 (2) SKK Migas や ESDM との会議および交渉はインドネシア語を使用しなければならない。 (3) Cabotage 規制（内航のインドネシア船籍使用義務）等。以上

鉱区入札 PSC締結 POD作成 FEED FID EPCI/生産井掘削生産操業開始

落札・生産井掘削探査・探鉱期間・生産設備：詳細設計、発注、製作、据付、試運転最終投資決定 SKK Migas 承認

Front End Engineering Desing （基本設計）、経済性再評価物理調査、地震探査、試掘井掘削、 Pre-FEED、評価井掘削、商業評価

インドネシアにおけるPSCスキームの改革