印尼油气上游市场规模及份额

印度尼西亚石油和天然气上游市场分析

2025年印度尼西亚石油和天然气上游市场规模预计为101.5亿美元，预计到2030年将达到133.9亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.69%。

深水天然气的发现、灵活的总分摊财政条款以及加速的数字化共同增强了增长前景。随着运营商优先考虑阿巴迪和安达曼区块的高影响力前景，海上活动吸引了资本，而液化天然气价格联系继续支撑着收入。印尼油气上游市场受益于强劲的内需和不断扩大的出口能力，但成熟的陆上油田面临结构性衰退，需要加大复苏投资。技术的采用——从人工智能引导的地震解释到实时生产分析——减少了非生产时间并增强了安全性，确保效率的提高有助于抵消资产老化的压力。以 Pertamina 24% 份额为基础的适度市场集中度，支持有竞争力的资本部署，同时又不会抑制以非常规和深水领域为目标的新进入者。

印度尼西亚石油和天然气上游市场趋势和见解

财政和许可改革加速投资流动

对政府第35/2004号法规的修订引入了可选择的总分割制度，该制度为承包商提供了高达95％的非常规项目收入分成，从而提高了净现值并缩短了投资回收期。运营商现在在成本回收和投资回收期之间进行切换。总分割率ameworks 来匹配项目风险，这一选项已经吸引了埃尼、港湾能源、埃克森美孚和英国石油公司的联合研究。此次监管更新直接解决了投资者此前对财政刚性的担忧，并刺激了前沿区域的许可证获取，特别是在深水区域，那里的风险加权经济有利于更高的承包商股票。同时，根据 MEMR 法规 13/2024 简化许可，将许可证审批时间从 24 个月缩短至 12 个月，从而实现更快的勘探周期。

深水天然气发现重塑资源组合

南安达曼的 Layaran-1 发现验证了 6 TCF 资源库和 30 MMSCFD 测试流程，而 Timpan-1 井拥有 5-6 TCF 和 27 MMSCFD输出潜力。^{[1]报告团队，“South Andaman Discovery 添加 6 TCF 天然气”，Business-Indonesia，business-indonesia。id} 随着埃尼公司 5 TCF North Ganal 的发现，印度尼西亚的探明储量增加了约 30%，具体取决于评估。^{[2]资料来源：研究单位，“印度尼西亚深水综述” 2025 年”，GBR，gbreports.com} SKK Migas 计划在 2028 年至 2030 年间首次供应天然气，因此需要海底管道和浮动液化天然气储存设施来支撑新的出口走廊。 INPEX 的 Abadi LNG 于 2024 年完成 FEED，目标是 9.5 MTPA 和 200 亿美元的资本支出，巩固印度尼西亚在区域液化天然气供应方面的石油和天然气上游市场领导地位。

人工智能主导的地下成像改变运营效率

Pertamina Hulu Rokan 利用机器学习驱动的地震分析将候选井识别时间缩短至一天，效率为 86%增加可加速钻机调度和储备更换。 SOPPRED 模型减少了非产品通过预测古麦页岩危险，我的钻机工作时间从 82 小时缩短到 12 小时，每口井节省了 30,000 升柴油。 Indosat Ooredoo Hutchinson 基于云的 AI 服务可提供高分辨率波浪测量，可将产量提高 10%，并将潜在致命伤害减少 95%。这些收益降低了举升成本，延长了油田经济寿命，并增强了印度尼西亚石油和天然气上游市场的抵御价格波动的能力。

CCS-EOR 中心实现了三次采油潜力

印度尼西亚在咸水层中拥有 572 吉吨二氧化碳存储容量，在枯竭油藏中拥有 4.85 吉吨二氧化碳存储容量，将 CCS 定位为排放解决方案和回收推动者。 Pertamina 利用其专有的表面活性剂 PHR-24 在 12 个项目中确定了 9.5 亿 STB 的 EOR 潜力，该表面活性剂在成熟的苏门答腊油田中被证明具有商业可行性。东南亚最大的东固 CCS 设施采用网络方法，使高二氧化碳气田能够向前发展，同时 C中国-印尼技术合作加速三级采收部署。

老化的陆上成熟油田限制产量增长

印度尼西亚 44,985 口油井中约 70% 已成熟，产量下降每年增长率为 21%，并留下 16,990 个需要修井或永久废弃 (P&A) 决定的闲置场地。重油占据主导地位在苏门答腊中部的 Duri 和 Rantau Bais 油田，API 重力低于 25°，增加了热力和化学 EOR 成本。重新启动计划的目标是 4,500 口井，但如果没有进一步的财政支持，就会面临经济障碍。因此，维持基本产量将资本支出从勘探中转移出来，从而缓和了印度尼西亚石油和天然气上游市场的增长曲线。

ESG 驱动的资本稀缺压力项目融资

国内银行仅将 1-3% 的绿色投资组合分配给可再生能源，但对碳氢化合物实行更严格的 ESG 贷款过滤器，要求 ISO 14001 合规性和 SKUP 认证。^{[3]分析团队，“银行收紧碳氢化合物的 ESG 贷款”，印度尼西亚商业邮报，indonesiabusinesspost.com} Pertamina 的 2024 年可持续金融框架获得了 ISS 验证，开启了混合动力绿色转型资金；然而，在市场不确定的情况下，该公司仍提取了25亿美元的短期常规贷款。更严格的 ESG 审查会提高资本成本，并可能推迟前沿开发，特别是二氧化碳 (CO2) 含量较高的开发。

细分市场分析

按部署地点：离岸动力维持增长

离岸资产占 2024 年收入的 56.5%，预计将复合年增长率为 6.2%，到 2030 年，印尼石油和天然气上游海上资产市场规模将增至 75.7 亿美元。安达曼和马塞拉的大型天然气集群支撑着长周期现金流，而 Mahakam 周围的棕地海底回接保持了产量稳定性。运营商表示，自升式钻井平台重新进入的首次天然气批准时间较短，并且灵活的财务条款在 65 美元/桶的情景下将项目 IRR 提高至两位数。

陆上产出路径，对比受到成熟水库的推动，但由于较低的开发成本和靠近基础设施而得到缓冲。 2025 年 6 月，Rokan 的人工智能辅助修井产量达到了 152,161 桶/日，这表明数字优化可以帮助缩小生产力差距。尽管如此，重质原油粘度和含水问题仍将提升成本推高至 22 美元/桶，而海上则为 16 美元/桶。政府的目标是恢复 4,500 口闲置油井，这应该会减缓下降趋势；然而，海上仍然是印度尼西亚石油和天然气上游市场的主要增长引擎。

按资源类型：天然气崛起挑战石油霸权

2024 年，原油将占据 52.8% 的份额，相当于印度尼西亚石油和天然气上游市场规模的 50.7 亿美元，但由于成熟油田占据主导地位，复合年增长率小幅扩张，复合年增长率为 4.1%。相比之下，在 Layaran、Timpan 和 Abadi 启动计划的支持下，天然气预计到 2030 年将达到 46% 的份额，复合年增长率为 6.3%。价格指数化液化天然气合同可增强项目净收益现货价格趋势高于 16 美元/百万英热单位，即使在有关能源转型的争论中也吸引了资本支出。

Natuna D-Alpha 的二氧化碳浓度升高使投标人望而却步，这凸显了 CCS 释放巨型天然气的必要性。与此同时，国内气化项目加速了化肥和发电厂的需求，确保了出口安全。总的来说，天然气的增长实质性地重塑了印尼油气上游市场的收入结构。

按井类型划分：常规基地占主导地位，非常规前景光明

常规井占 93.1% 份额，相当于 2024 年收入 89.5 亿美元，并通过钻井活动维持 5.4% 的复合年增长率，2020 年钻井活动增加了一倍至 40 口井。 2024 年。该细分市场锚定了近期现金流，并巩固了成熟运营商在印度尼西亚石油和天然气上游市场的份额优势。

Gulamo DET-1 发现后的非常规机会预计将实现 8.8% 的复合年增长率（焦油）整个苏门答腊岛的页岩潜力达到 233 TCF。 MEMR 95% 的页岩油项目总分成将盈亏平衡点削减至 55 美元/桶石油当量，但水力压裂供应链才刚刚起步。成功取决于与北美专家的技术联盟和水管理最佳实践，这些阶段可以为印度尼西亚石油和天然气上游市场释放数十亿美元的上行空间。

按服务：开发和生产主导，退役加速

开发和生产服务占 2024 年支出的 64.4%，反映了运营商对短周期产出和提升成本降低的优先考虑。 PT Patra Drilling 的机器人流程自动化将发票延迟缩短了 30 天，并提高了船员安全，证明了数字化投资回报率。预计到 2030 年，该服务线的印度尼西亚石油和天然气上游市场规模将超过 85 亿美元。

退役服务虽然到 2024 年将占 4.6% 的份额，但预计将以 8.1% 的复合年增长率飙升至 630海上平台的 40 年使用寿命即将结束。政府指导方针现在要求在产品分成合同中规定废弃成本，从而刺激专业承包商的早期参与。在安达曼地区年度大宗拍卖和 3D 地震承诺的推动下，勘探服务保持稳定的 5.5% 复合年增长率。

地理分析

东加里曼丹在 2024 年通过 Bontang 设施供应了全国 37.7% 的液化天然气，验证了该地区的基础设施深度和出口连通性日本、韩国和中国。 Mahakam 的棕地压缩项目维持稳定状态，而北加纳尔的海底回接增加了吞吐量。该地区计划的 CCS 进一步延长资产寿命并解决碳政策的转变。

在 Rokan 蒸汽驱优化的推动下，中苏门答腊岛仍是印度尼西亚第二大石油中心，到 2025 年 6 月产量为 152,161 桶/日。^{[4]Energy Desk，“Mahakam 压缩保持产量稳定”，Katadata，katadata.co.id} 重油粘度和高含水需求的化学 EOR，提高了单位成本，但也通过提高采收率提高了产量。南苏门答腊岛补充了为国内炼油厂和发电厂供电的现有管道网络，稳定了需求确定性，支撑持续的加密钻探。

北苏门答腊岛-安达曼和近海马鲁古标志着印度尼西亚的前沿轴Layaran-1的6 TCF发现和Abadi的9.5 MTPA液化天然气计划吸引了全球资本，但深水技术差距和海底基础设施需求延长了时间，但累积的资源基础使这些省份成为印度尼西亚石油和天然气上游市场的未来增长极，从而使生产重心在未来向东转移。十年。

竞争格局

Pertamina 控制着 2024 年上游收入的 24%，利用综合物流和优惠面积准入，生产全国 69% 的石油和 34% 的天然气。埃克森美孚 Cepu 仍然是最大的单一油田运营商，产量为 152,330 桶/日，证明了持续的国际影响力。总体而言，印度尼西亚石油和天然气上游市场平衡国家参与与外国专业知识，培育适度集中、以创新为导向的生态系统。

战略联盟确定了近期的举措，埃尼集团和马来西亚国家石油公司成立了一家合资企业，目标是实现 30 亿桶石油当量 (boe) 的储量和每天 50 万桶石油当量 (boe/d) 的稳定水平，利用现金流资产为 Medco Energi 收购 Siak 和 Kampar 区块提供资金。 3,000 桶/日，独立运营商之间的整合趋势凸显，人工智能的推出使自己脱颖而出；m 生产率提高 10%，安全风险降低 95%，构成了竞争优势。

在非常规页岩、深水浮式浮标和由 572 十亿吨存储空间支持的 CCS 中心中，存在着空白机遇。随着印度尼西亚石油和天然气上游市场的增长从棕地优化转向前沿货币化，掌握这些利基市场的公司应该会获得高于平均水平的回报。