印度尼西亚作为东盟最大经济体、G20 和 APEC 重要成员，既是全球主要能源生产国（第三大煤炭生产国、东南亚主要天然气供应国、全球顶尖生物柴油生产国），也是能源消费大国，其 2024 年石油进口额达 363 亿美元，电力消费自 2015 年起持续增长，2024 年增长率达 6.17%。当前，印尼正推进以可再生能源扩张和脱碳为核心的能源转型，目标 2030 年可再生能源占比达 23%、2040 年达 36%-40%，同时通过碳市场整合、跨境能源贸易等举措开放投资空间，为企业跨境投资提供了广阔机遇，但也伴随复杂的合规要求与尽调挑战。以下结合印尼最新能源法规与市场实践，详解核心合规要点与尽调关键维度。
一、跨境投资核心合规要求
（一）气候承诺与碳市场合规
印尼作为《巴黎协定》缔约国，通过 2016 年第 16 号法律批准该协定，其国家自主贡献（NDC）目标为 2030 年通过国内努力减少 31.89% 温室气体排放，获国际支持后减排目标提升至 43.20%，2024 年能源 sector 已超额完成 1.42 亿吨二氧化碳减排目标。2025 年提交的第二次国家自主贡献（SNDC）进一步明确五大重点领域，包括能源、工业流程等，总投资需求达 4726 亿美元（不含工业流程 sector），企业投资需对齐该战略框架。
碳市场合规是核心要求之一：2025 年印尼与 Verra、Gold Standard 等国际碳标准机构建立互认机制，通过环境与林业部签署的互认协议（MRA），国际核证碳单位（VCUs）可在印尼国家气候变化控制登记系统（SRN-PPI）登记，反之亦然。2025 年 10 月生效的第 110 号总统条例（GR 110/2025）取代 2021 年第 98 号条例，明确跨境碳交易分为两类：一是需环境部长授权及相应调整的交易（含《巴黎协定》第 6.2、6.4 条项下交易及履行国际义务的自愿抵消交易）；二是无需授权的交易（不用于履行 NDC 或国际义务的抵消交易），后者正制定衍生法规细化操作。企业参与碳交易需确保项目先在 SRN-PPI 注册获批，数据与国际登记系统互通，且完成测量、报告与核查（MRV）以获取碳减排证书（SPE-GRK），方可参与市场交易。
（二）能源政策框架合规
2025 年印尼颁布第 40 号政府条例（NEP），取代 2014 年第 79 号条例，确立至 2060 年的能源政策框架（每五年或视战略环境变化修订），核心要求包括：优先利用本土可再生能源资源供电，鼓励国企、地方国企、私营及社区实体参与互联项目与购电安排；跨境电力贸易仅限进出口国国企或指定实体开展，可通过电力交易机制进行，基于购销协议实现能源或商品互换；明确太阳能、生物质、氢能等可再生能源在 2030/2040/2050/2060 年的具体利用目标（如 2030 年太阳能目标 120-150 万吨油当量，氢能 0.7-1.4 千吨油当量）。
此外，印尼国有电力公司（PLN）发布的 2025-2034 年国家电力供应计划（RUPTL）提出新增 71 吉瓦发电容量，其中 70% 来自可再生能源，企业参与电力项目需契合 PLN 的 “可再生能源基准情景（RE Base）” 或 “加速可再生能源发展情景（ARED）”，前者计划 2025-2034 年新增 52.8 吉瓦容量（51.9% 来自氢能），后者计划新增 69.5 吉瓦容量（61.2% 来自氢能）。
（三）行业专项合规要求
1. 油气行业
印尼油气 sector 实行产量分成合同（PSC）制度，2024 年第 13 号能源与矿产资源部条例（MEMR Regulation 13/2024）确立毛利润分成（Gross Split）机制为核心，承包商承担全部运营与资本支出，无成本回收权，按合同约定的基准分成比例获取产量份额，再根据储量规模、场地位置、基础设施条件及油气价格进行浮动调整。值得注意的是，该条例允许符合条件的承包商在成本回收制与毛利润分成制之间转换：勘探阶段需获 SKK Migas（油气上游监管机构）的油气发现确认，且与首个开发计划（POD）获批同步申请；生产阶段需提出额外勘探或生产承诺，且已确认非常规油气发现或完成相关潜力研究，转换需以提升产能、增加国家财政收入为正当理由。
碳捕获、利用与封存（CCS/CCUS）是油气行业脱碳合规的关键，印尼 2024 年第 14 号总统条例（PR 14/2024）将其列为 2060 年净零排放目标的核心支柱，明确两类实施模式：一是基于 PSC 的 CCS，需修订合同将 CCS 纳入 “石油作业”，提交含 CCS 方案的 POD 并获能源部批准；二是基于勘探与存储运营许可（ESOP）的 CCS，通过竞争性招标或有限选择机制授予许可，勘探许可有效期 6 年（可延长 4 年），确认存储潜力后可申请运营许可。此外，印尼允许外国实体通过双边或多边协议开展跨境碳运输与存储，2025 年已与新加坡签署跨境 CCS 交易谅解备忘录，企业参与需遵守安全、环保及工程标准，并在 SRN-PPI 报备。
外汇合规方面，2025 年第 8 号政府条例（GR 8/2025）要求自然资源出口企业将 100% 出口收入存入印尼银行专项储备账户，存期 12 个月，但油气行业例外，仍适用 2023 年第 36 号条例的 30% 存款比例、3 个月存期要求。存入资金可用于海关费用、贷款偿还、进口支出、股息分配等，外汇交易需向银行提供使用证明与书面声明。
2. 电力行业
印尼电力供应分为公共用途与私人用途两类：公共用途业务（发电、输电、配电、售电）需获取公共电力业务许可（IUPTLU），国企、地方国企、私营实体、合作社及非政府组织均可申请；私人自用发电（自备电厂）若单套系统容量超 500 千瓦，需获取自备电力业务许可（IUPTLS），500 千瓦及以下仅需事前报备，但所有设施需获运营合格证书，剩余电力可售予 PLN（需签署购电协议并满足电网接入要求）。
电网接入需经传输企业同意并报能源部或省长备案，租赁价格需获能源部批准，且需符合电网容量、技术规范及安全标准。此外，2024 年能源部第 191 号法令下调可再生能源项目本地含量要求，如太阳能电站的货物与服务综合本地含量要求从 60% 降至 20%，企业需遵守该调整后的标准，同时可关注 2024 年第 11 号能源部条例即将推出的优惠政策（含采购价格优惠、出口基础设施本地含量要求、国内产品认可名录）。
3. 垃圾发电行业
2025 年第 109 号总统条例为垃圾发电项目提供明确合规路径：地方政府主导项目需满足日垃圾供应量不低于 1000 吨、提供合适场地的要求，运营企业可与 PLN 签署 30 年固定电价（0.20 美元 / 千瓦时）的购电协议，PLN 无进一步议价权。企业参与需确认地方政府的垃圾供应能力与土地配套，确保符合该条例的资格要求。
二、跨境投资关键尽调维度
（一）政策与战略对齐尽调
需全面核查印尼气候与能源战略文件，包括 SNDC 及配套的 2025-2029 中期发展规划、2025-2045 长期发展规划、2050 低排放发展战略，确认投资项目是否纳入国家重点领域；核实项目是否契合 NEP 设定的可再生能源利用目标、PLN 的电力发展情景，以及碳市场互认机制的适用范围，避免与国家战略冲突。同时，需关注能源政策每五年修订的动态，评估政策变动对项目周期的影响。
（二）市场与基础设施尽调
能源供需层面，需核查目标 sector 的市场缺口：油气行业需确认炼油产能（2024 年为 1186 万桶 / 日，升级项目完成后将达 200 万桶 / 日）、天然气储备分布（巴布亚和马鲁古占比约 50%）及出口协议期限（与新加坡的天然气出口协议延长至 2028 年）；电力行业需核实目标区域的电气化率（2024 年第三季度全国 98.42%，但巴布亚各省、马鲁古等地区需重点关注）、电网覆盖情况及 PLN 的购电需求。基础设施方面，需调查油气管道网络（如芝拉扎 - 三宝垄管道二期工程）、跨境电力传输通道（如苏门答腊 - 马来西亚半岛互联项目、苏门答腊 - 新加坡海底电缆项目）的建设进度与接入条件。
（三）合同与许可尽调
合同层面，若涉及 PSC 项目，需核查合同类型（成本回收制或毛利润分成制）、是否符合转换条件（开发阶段、SKK Migas 确认文件、额外承诺），以及产量分成比例的计算方式；CCS 项目需确认许可类型（PSC 附属模式或 ESOP 模式）、跨境存储的双边协议是否完备。许可层面，需核实电力项目的 IUPTLU/IUPTLS 许可状态、可再生能源项目的本地含量合规证明、垃圾发电项目的地方政府资质与场地证明，确保所有许可文件完整且在有效期内。
（四）跨境交易合规尽调
参与跨境碳交易需尽调项目是否已在 SRN-PPI 注册，国际碳信用的互认范围，以及跨境交易是否需要环境部长授权；参与跨境电力贸易需核查是否满足 “本地及周边电力需求已满足、售价无补贴、供电质量不受影响” 的出口条件，或 “本地需求未满足、仅用于补充本地需求、不损害国家主权与经济发展” 的进口条件，同时确认是否为指定的国企或授权实体。此外，需核实跨境交易的协议框架，如电力贸易的购销协议、碳交易的 MRV 执行方案。
（五）财税与外汇尽调
税收方面，需核查可再生能源项目可享受的税收激励：根据 2020 年第 130 号财政部条例，投资 100-500 亿印尼盾可获 5 年 50% 企业所得税减免，500 亿 - 1 万亿印尼盾可获 5 年 100% 减免，更高投资对应更长减免期限（最高 20 年）；2022 年第 112 号总统条例还规定了进口关税豁免、土地建筑税减免等激励，需确认项目是否符合申请条件。外汇方面，需区分行业适用的存款要求（油气行业 30%、其他自然资源行业 100%），核实储备账户的资金使用范围与证明材料要求，避免外汇合规风险。
（六）项目可行性尽调
可再生能源项目需核查资源禀赋（如太阳能、氢能的目标利用量是否符合区域潜力）、本地供应链能力（适配下调后的本地含量要求）；垃圾发电项目需确认日垃圾供应量、场地合规性及与 PLN 的固定电价协议签订可能性；CCS 项目需核实地质存储容量（印尼预估 400-573 十亿吨）、潜在项目清单（如 BP 的 Tangguh 项目、Repsol 的 Sakakemang 项目）及技术可行性。同时，需评估项目的融资需求与印尼的财政支持渠道（如国企提供的融资担保）。
印尼能源矿业跨境投资兼具机遇与挑战，企业需以合规为前提，精准把握气候承诺、碳市场、能源政策等核心监管要求，聚焦行业专项合规要点；尽调过程中需全面覆盖政策对齐、市场基础设施、合同许可、跨境交易、财税外汇及项目可行性等维度，充分利用印尼提供的税收激励、本地含量调整等优惠政策，同时规避政策变动、跨境交易限制、外汇管理等风险。建议企业在投资前依托专业法律团队，对项目全生命周期的合规要点进行系统性核查，确保投资行为契合印尼法律规定与国家战略，实现可持续发展。
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