Indonesiens Gasmangel dürfte sich bis 2028 verschärfen, während die Exportkürzung Java nicht erreicht

Eine kleine Exportkürzung trifft auf eine deutlich größere Versorgungslücke

Indonesien leitete am 24. Oktober 2026 täglich 31 Millionen Standardkubikfuß Gas aus Singapur zur heimischen Stromerzeugung um. Die Industriebetriebe auf Java, wo Regierungszahlen bereits erhebliche Engpässe belegen, werden davon kurzfristig jedoch kaum profitieren: Das umgeleitete Gas versorgt andere Inseln, und es gibt keine Pipeline, die Natuna direkt mit Java verbindet.

Yayan Satyakti, Energieökonom an der Universitas Padjadjaran, prognostiziert für 2027 ein landesweites Gasdefizit von rund 200 Millionen Standardkubikfuß pro Tag und für 2028 von 330 Millionen, sofern die LNG-Exporte auf dem Niveau von 2026 bleiben. Die Exportkürzung entspricht weniger als einem Zehntel der von ihm für 2028 prognostizierten Lücke, noch bevor berücksichtigt wird, wohin das Gas physisch transportiert werden kann.

Zentral- und Ostjava haben bereits mit Engpässen zu kämpfen. Die Generaldirektion für Öl und Gas verzeichnete im Juli 2026 ein Angebot von 649,73 Millionen Standardkubikfuß pro Tag bei einem Bedarf von 753,89 Millionen. Daraus ergab sich ein Defizit von 104,16 Millionen. Rund 14 % des erfassten Bedarfs der Region konnten somit nicht gedeckt werden.

Indonesien steht vor drei miteinander verbundenen Problemen: Die Förderung aus bestehenden Feldern geht zurück, der Inlandsverbrauch steigt, und Pipelines können Gas aus Fördergebieten nicht immer zu den Industriezentren transportieren. Exportkürzungen können zwar einen Teil des Brennstoffs freisetzen, doch um genügend Gas an den richtigen Ort zu bringen, sind neue Förder- und Transportanlagen erforderlich.

In der Debatte tauchen immer wieder zwei Maßeinheiten auf. MMSCFD steht für Millionen Standardkubikfuß pro Tag und misst das Gasvolumen unter Standardbedingungen. LNG ist Erdgas, das zur Verflüssigung abgekühlt wird, damit Schiffe es zwischen Orten transportieren können, die nicht durch Pipelines verbunden sind. In Empfangsterminals muss es wieder in Gas umgewandelt werden, bevor die Kunden es nutzen können.

Wohin das umgeleitete Gas tatsächlich fließt

SKK-Migas-Chef Djoko Siswanto erläuterte die beiden Teile der Kürzung: 15 MMSCFD aus Natuna für PLN Batam über die Pipeline WNTS–Pulau Pemping–Batam und 16 MMSCFD aus Sumatra für den Strombedarf in Batam, Bintan und Sumatra über die TGI-Pipeline. Zusammen entspricht die Kürzung rund 8 % des zuvor genannten Exportvolumens von 409,5 MMSCFD.

Djoko, der Indonesiens Regulierungsbehörde für die vorgelagerte Öl- und Gasindustrie leitet, beschrieb den Zweck der Änderung:

die Zuverlässigkeit der heimischen Gasversorgung für die Stromerzeugung zu gewährleisten.

Er erklärte, die Lieferungen würden täglich überwacht. Für Batam und die anderen belieferten Gebiete stellt die Umleitung Brennstoff für die Stromerzeugung bereit. Die Industriekunden auf Java bleiben auf ihre eigenen Versorgungsanschlüsse angewiesen.

Yayan erläuterte die geografische Einschränkung:

„Die Kürzung ist marginal und kommt den Industriebetrieben auf Java nicht zugute“,

Energieminister Bahlil Lahadalia erklärte, die Umleitung bleibe innerhalb der in den Exportverträgen festgelegten Mindestlieferpflichten. Moshe Rizal, Vorsitzender des Investitionsausschusses des indonesischen Öl- und Gasverbands Aspermigas, warnte allgemeiner davor, dass Änderungen an Exportverpflichtungen Vertragsstrafen nach sich ziehen könnten. Weitere Umverteilungen sind daher sowohl von den physischen Lieferwegen als auch von den vertraglichen Verpflichtungen abhängig.

Javas Engpässe treffen die Kunden bereits

Das Defizit in Zentral- und Ostjava erreichte im Februar 2026 276,79 MMSCFD. Das Angebot lag bei 473,64 MMSCFD, der Bedarf bei 750,43 MMSCFD. In diesem Monat konnten rund 37 % des erfassten Bedarfs nicht gedeckt werden, deutlich mehr als die Lücke von 14 % im Juli.

Die Generaldirektion für Öl und Gas prognostizierte für Dezember einen weiteren Engpass: einem Angebot von 634,02 MMSCFD stand ein Bedarf von 760,63 MMSCFD gegenüber. Damit blieben 126,61 MMSCFD ungedeckt. Ihren Zahlen zufolge lag das durchschnittliche regionale Defizit im Juli bei etwa 100 bis 125 MMSCFD.

Der Gasverteiler PGN hat Nutzungsgrenzen für Kunden eingeführt, die sich am vertraglich vereinbarten Mindestverbrauch orientieren. Die Grenzen steigen schrittweise, bleiben bis Dezember jedoch unter dem vertraglichen Referenzwert:

• 1.–12. November 2026: maximal 66 % des jeweils geltenden vertraglichen Tagesreferenzwerts.
• 13.–30. November: maximal 72 %.
• 1.–31. Dezember: maximal 79 %.

PGN-Unternehmenssprecherin Fajriyah Usman erklärte, die Grenzen sollten die eingeschränkten Liefermengen gleichmäßiger verteilen und eine zuverlässige Versorgung sicherstellen. Für eine Fabrik stellt sich in der Praxis die Frage, wie sich die Produktion innerhalb der zugeteilten Menge planen lässt. Gas, das über die Quote hinaus verbraucht wird, kann gemäß dem Gasliefervertrag teurer sein.

Fabriken streiten über LNG-Preise

PGN zufolge gilt der Sonderpreis von 13 US-Dollar pro Million British Thermal Units für rückvergastes LNG bis zum 31. Dezember 2026. Eine British Thermal Unit misst Energie statt Gasvolumen und ermöglicht es Käufern, den nutzbaren Wärmegehalt des Brennstoffs zu vergleichen.

Yustinus Gunawan, Vorsitzender des Industrieforums für Gasverbraucher, erklärte, die Kunden hätten den Preis von 13 US-Dollar nur etwa 45 Tage lang erhalten, im Juli und einem Teil des August. Ab September habe rückvergastes LNG rund 15,60 US-Dollar gekostet. Das entspricht einer Differenz von 2,60 US-Dollar oder 20 %.

Fajriyah erklärte, die Sonderpreise seien nicht nach 45 Tagen ausgelaufen und Strafzahlungen fielen nur für Mengen oberhalb der Zuteilung an. PGN und das Industrieforum schildern somit unterschiedlich, wie die Preisregelung für Kunden gehandhabt wurde; die Gründe für abweichende Rechnungsbeträge wurden nicht erläutert.

Fabriken müssen sowohl die verfügbare Menge als auch die Kosten für eine Überschreitung ihrer Quote im Blick behalten. Mehr LNG kann die Pipelineversorgung ergänzen, doch sein Nutzen hängt von Transport, Empfangskapazitäten, Verteilung und dem tatsächlich von den Kunden gezahlten Preis ab.

Offizielle Zahlen zeigen, dass die Förderung zurückfällt

Das Handbuch zur Energie- und Wirtschaftsstatistik 2025 des Ministeriums für Energie und Bodenschätze verzeichnet für 2025 eine Erdgasförderung von 6.752,6 MMSCFD, nach 6.820,6 MMSCFD im Jahr 2024. Der Endenergieverbrauch von Erdgas stieg von 272,37 Millionen auf 277,967 Millionen Barrel Öläquivalent, ein Plus von rund 2,1 %.

Das Handbuch weist zudem auf eine Änderung der Erfassung hin: Flüssigerdgasbestandteile wurden ab 2025 nicht mehr dem Gas, sondern dem Öl zugerechnet. Die Gasreihe schließt diese Bestandteile daher ab diesem Jahr aus. Das ist beim Vergleich der Fördermengen über mehrere Jahre hinweg zu beachten.

Die landesweite Förderung lag bis Juli 2026 laut den von der Generaldirektion für Öl und Gas vorgelegten Zahlen im Durchschnitt bei 6.544 MMSCFD. Damit blieb sie rund 4,3 % unter dem Haushaltsziel von 6.837 MMSCFD. Die Lieferungen beliefen sich durchschnittlich auf 5.208 MMSCFD gegenüber einem Ziel von 5.508 MMSCFD.

Zahlen der Joint Organisations Data Initiative zeigen für Januar bis Juli einen Anstieg der Inlandsnachfrage um 4 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum, während die Förderung um 3,7 % sank. Die Initiative wird vom International Energy Forum koordiniert und von der Internationalen Energieagentur sowie der OPEC unterstützt.

Exporte verschärfen den Druck zusätzlich. Statistik Indonesien verzeichnete für Januar bis September 2026 LNG-Exporte von 6,2 Millionen Tonnen, 23 % weniger als im gleichen Zeitraum 2025. Laut dem Handbuch des Ministeriums waren die LNG-Exporte bereits 2025 um 7,7 % gesunken, während die heimische LNG-Produktion um 1,9 % stieg. Die Pipeline-Exporte nahmen im selben Jahr hingegen von 142,6 auf 152,4 Billionen British Thermal Units zu.

Warum die Prognosen unterschiedliche Zeitpunkte für Engpässe nennen

Yayan erwartet, dass die LNG-Exportkapazität sinkt, weil der Inlandsbedarf Vorrang erhält. Er erläuterte die prognostizierte Entwicklung und eine wichtige Einschränkung seiner Berechnung:

Unsere Berechnungen zeigen, dass die LNG-Exportkapazität von rund 1.490 Millionen Standardkubikfuß pro Tag (MMSCFD) im Jahr 2025 auf etwa 950 MMSCFD bis 2027 sinken wird, sofern zuerst der Inlandsbedarf gedeckt wird. In dieser Prognose ist das Eni-Projekt noch nicht berücksichtigt.

Der Rückgang um 540 MMSCFD entspricht etwa 36 %. Seine separate Defizitprognose geht davon aus, dass die LNG-Exporte auf dem Niveau von 2026 bleiben. Sie zeigt, welcher Druck entstünde, wenn die Exportmengen stabil blieben, während sich heimisches Angebot und Nachfrage weiter auseinanderentwickelten.

Die Gasmarktanalyse von Wood Mackenzie vom Mai 2025 setzt den Beginn eines landesweiten Defizits später an: auf 2033, sofern keine neuen Versorgungsquellen erschlossen werden. Nach ihrer Prognose wird die Nachfrage einschließlich vertraglich zugesagter Exporte bis 2035 bei rund 6 Milliarden Kubikfuß pro Tag bleiben.

Die Prognosen beruhen auf unterschiedlichen Nachfrageentwicklungen, Exportannahmen und Bewertungszeitpunkten. Yayan beschreibt einen früheren Engpass unter bestimmten Exportbedingungen. Wood Mackenzie untersucht die längerfristige Bilanz zwischen Förderung und Nachfrage einschließlich vertraglich zugesagter Exporte. Die regionalen Engpässe auf Java bestehen bereits innerhalb dieses größeren nationalen Bildes.

Joshua Ngu, stellvertretender Vorsitzender von Wood Mackenzie für den asiatisch-pazifischen Raum, beschrieb die Ressourcenlage so:

„Indonesien verfügt über genügend Ressourcen, um den bestehenden Gasbedarf zu decken, muss aber für die Zukunft planen“.

Investitionen steigen, doch die Exploration bleibt begrenzt

Die Investitionen in die vorgelagerte Öl- und Gasindustrie Indonesiens stiegen von 10,9 Milliarden US-Dollar im Jahr 2021 auf nach eigenen Angaben 15,4 Milliarden US-Dollar im Jahr 2025. Yayan zufolge fließt zu wenig Geld in die Exploration, also die Suche nach neuen Lagerstätten und ihre Bewertung. 2024 beliefen sich die Explorationsausgaben auf 1,3 Milliarden US-Dollar, weniger als ein Zehntel der für diesen Zeitraum genannten Gesamtinvestitionen im vorgelagerten Bereich.

Der Ausblick des indonesischen Erdölverbands für 2026 liefert eine frühere Momentaufnahme: Bis Oktober 2025 beliefen sich die Investitionen im vorgelagerten Bereich auf 11,2 Milliarden US-Dollar, gegenüber einem Jahresziel von 16,1 Milliarden. Für die Exploration waren 500 Millionen US-Dollar vorgesehen, bei einem Ziel von 1,5 Milliarden. Das entsprach etwa einem Drittel der geplanten Explorationsausgaben.

Auch die Bohrtätigkeit deutet auf eine langsame Suche nach Ersatz hin. Die Zahl der Explorationsbohrungen sank von 41 im Jahr 2023 auf 35 im Jahr 2025. Von den für 2026 geplanten 39 waren bis Ende Mai erst fünf abgeschlossen.

Daten von Wood Mackenzie weisen 499 noch nicht erschlossene Funde mit einer mittleren Größe von lediglich 3 Millionen Barrel Öläquivalent aus. Rund 78 % gelten bei den aktuellen Preisen und der geltenden Regulierung als zu klein für eine wirtschaftliche Erschließung. Ein Fund muss genug Einnahmen erwarten lassen, um Bohrungen, Aufbereitung und Transport zu finanzieren, bevor ein Unternehmen ihn erschließt.

Der Erdölverband plädiert dafür, stillgelegte Felder wieder in Betrieb zu nehmen, Bohrverfahren einzusetzen, mit denen sich bislang schwer zugängliche Gesteinsformationen erschließen lassen, und Genehmigungen zu vereinfachen. Indonesien plant außerdem, bis 2028 75 neue Fördergebiete auszuschreiben. Exploration eröffnet neue Möglichkeiten, während bereits entdeckte Felder möglicherweise schneller zusätzliche Fördermengen liefern können.

Neue Felder können nach unterschiedlichen Zeitplänen für Entlastung sorgen

Von Enis Projekten North Hub und South Hub vor der Küste Ostkalimantans wird für 2028 bis 2029 eine erhebliche Entlastung erwartet. Bis 2029 soll die Kapazität 2.000 MMSCFD erreichen. Der Zeitplan ist entscheidend, weil sich das von Yayan prognostizierte Defizit vergrößert, bevor diese Kapazität voraussichtlich verfügbar ist.

Für Zentral- und Ostjava gilt ein anderer Zeitplan. Die Regierung rechnet damit, dass die zusätzlichen regionalen Liefermengen von 2027 bis 2035 schrittweise steigen und die Förderung 2030 bis 2031 am stärksten zunimmt. Lengo soll ab 2030 voraussichtlich 84,49 MMSCFD beitragen, während Bukit Panjang 2032 bis 2033 bis zu 50 MMSCFD liefern könnte.

Zu den weiteren geplanten Quellen gehören ENC, TIS Blora Phase 2, Pertamina EP Asset 4, Paus Biru, West Sidayu, MBF und MDK. Die Behörden koordinieren Erschließung und Zuteilung, um Kunden zu versorgen und die fertiggestellten Abschnitte der Cirebon-Semarang-Transmissionspipeline besser auszulasten.

Die wichtigsten Meilensteine zeigen, warum die kommenden zwei Jahre schwierig bleiben:

• 21. Oktober 2026: Bahlil erklärte, Indonesien prüfe, Gasexportvereinbarungen mit Nachbarländern nicht zu verlängern.
• 24. Oktober 2026: Die Umleitung von 31 MMSCFD aus Singapur begann.
• 31. Dezember 2026: Der von PGN genannte Zeitraum für die Sonderpreise auf LNG endet.
• 2027–2028: Yayan prognostiziert landesweite Defizite von 200 beziehungsweise 330 MMSCFD, falls die LNG-Exporte auf dem Niveau von 2026 bleiben.
• 2028–2029: Von Enis Hubs werden erhebliche zusätzliche Liefermengen erwartet.
• 2030–2033: Lengo und Bukit Panjang sollen voraussichtlich zusätzliche Mengen für Zentral- und Ostjava liefern.

Große Ressourcen müssen noch durch Pipelines und tragfähige Verträge erschlossen werden

Wood Mackenzie nennt mehr als 35 Billionen Kubikfuß Ressourcen in Abadi, Geng North, Tangkulo und Layaran. Zudem verweist das Unternehmen auf eine Schätzung des Indonesia Exploration Forum, wonach in den Becken Nord- und Südsumatra sowie Nordostjava noch mehr als 30 Milliarden Barrel Öläquivalent zu entdecken sind.

Die Unternehmensberatung schätzt, dass 50 Milliarden US-Dollar benötigt würden, um die Ressourcen so zu erschließen, dass Indonesien sein Förderziel von 12 Milliarden Kubikfuß Gas pro Tag bis 2030 erreichen kann. Das Ziel entspricht dem Doppelten des prognostizierten täglichen Bedarfs von rund 6 Milliarden Kubikfuß einschließlich vertraglich zugesagter Exporte.

Wood Mackenzie empfiehlt, vereinbarte Vertragsbedingungen zu schützen, Gaspreise festzulegen, die die Kosten und Risiken der einzelnen Projekte widerspiegeln, und Entwicklern den Verkauf an andere Abnehmer zu gestatten, wenn vertraglich gebundene Käufer Lieferungen nicht annehmen können. Die Vorschläge unterstützen auch Vereinbarungen, nach denen Käufer für zugesagte Mengen zahlen müssen, selbst wenn sie weniger Gas abnehmen.

Der Gastransport bleibt zentral. Moshes Warnung vor schwachen Verbindungen zwischen Förderinseln und Java spiegelt die unmittelbare Einschränkung der Umleitung aus Singapur wider. Neue Reserven, wirtschaftlich tragfähige Projekte und die Lieferinfrastruktur müssen gemeinsam entstehen, damit Industriekunden zuverlässig versorgt werden.

Ohne neue Erschließungsprojekte erwartet Wood Mackenzie eine stärkere Abhängigkeit von teureren LNG-Importen oder einen verstärkten Einsatz von Kohle zur Stromerzeugung. Zudem bezeichnet das Unternehmen Gas als unverzichtbaren industriellen Rohstoff. Im Osten Australiens steigt anderswo in der Region die Wahrscheinlichkeit ganzjähriger Engpässe Anfang der 2030er-Jahre. Singapur wiederum sucht angesichts rückläufiger Pipeline-Importe und jüngster weltweiter Energiekrisen nach flexibleren LNG-Lieferungen.

Singapurs Energiebeziehungen stehen unter wachsendem Druck

Indonesien lieferte Singapur 2024 nach Zahlen der US-Energieinformationsbehörde 145,3 Milliarden Kubikfuß Erdgas. Rückläufige Pipeline-Lieferungen erhöhen Singapurs Bedarf an alternativen Lieferungen und Verträgen, die eine flexiblere Anpassung der Abnahmemengen ermöglichen.

Jakartas Vorrang für den heimischen Bedarf erstreckt sich auch auf Strom. Bahlils Bedingungen für Stromexporte haben die Pläne erschwert, Singapur bis 2035 mit 3,4 Gigawatt zu beliefern. Er erklärte, baldige Exporte seien unwahrscheinlich, sofern die Käufer Indonesiens Preis nicht akzeptierten; zugleich benötigten die Kunden im Inland weiterhin Strom.

Die Gasentscheidung fiel während einer schweren regionalen Dunstglocke. Zahlen von Nusantara Atlas zufolge waren bis September mehr als 1,9 Millionen Hektar abgebrannt. Singapur stellte rechtliche Schritte gegen mit den Bränden in Verbindung gebrachte Unternehmen in Aussicht, und die ASEAN setzte ein Krisentreffen zum Thema Dunst an.

Trotz der Spannungen wird die Zusammenarbeit fortgesetzt. Am 27. Oktober vereinbarten die beiden Regierungen eine gemeinsame Taskforce zur Untersuchung des Dunstes, die Unternehmensunterlagen, Finanzermittlungen und Beweise grenzüberschreitend zusammenführen soll. Indonesien begründet die Umleitung des Gases weiterhin mit der Zuverlässigkeit der heimischen Stromversorgung; zugleich bewältigen beide Regierungen den Umweltkonflikt.

Vizenergieminister Yuliot Tanjung erklärte am 9. November, die Gasverfügbarkeit habe bei einem Ziel von 548.000 Billionen British Thermal Units 513.000 Billionen erreicht, also rund 94 %. Für die Fabriken auf Java kommt es kurzfristig darauf an, welche Mengen und Preise im Dezember gelten. Danach wird sich zeigen, ob neue Felder und Transportverbindungen wie geplant fertiggestellt werden.

Die wichtigsten Punkte

• Indonesien leitete 31 MMSCFD aus Singapur für den Strombedarf in Batam, Bintan und Sumatra um. Java profitiert kurzfristig kaum davon.
• Zentral- und Ostjava verzeichneten im Juli 2026 ein Gasdefizit von 104,16 MMSCFD, rund 14 % des Bedarfs.
• PGNs Nutzungsgrenzen für Industriekunden steigen von 66 % Anfang November auf 79 % im Dezember. Für Mengen über der Zuteilung können höhere Preise anfallen.
• Yayan Satyakti prognostiziert landesweite Engpässe von 200 MMSCFD im Jahr 2027 und 330 MMSCFD im Jahr 2028, sofern die LNG-Exporte auf dem Niveau von 2026 bleiben.
• Von Enis Hubs wird für 2028 bis 2029 eine erhebliche Entlastung erwartet. Größere zusätzliche Liefermengen für Java sollen später folgen.
• Ob Indonesiens Gasressourcen die Kunden erreichen, hängt von neuer Förderung, Investitionsbedingungen und Transportverbindungen ab.