Un pequeño recorte de las exportaciones frente a un déficit de suministro mucho mayor
Indonesia desvió 31 millones de pies cúbicos estándar de gas al día de Singapur para generar electricidad en el país el 24 de octubre de 2026. Sin embargo, las plantas industriales de Java, donde las cifras oficiales ya muestran una escasez considerable, recibirán poco alivio inmediato porque el gas desviado abastece a otras islas y no hay un gasoducto que conecte Natuna directamente con Java.
Contenido
- Un pequeño recorte de las exportaciones frente a un déficit de suministro mucho mayor
- Adónde va realmente el gas desviado
- La escasez de Java ya afecta a los clientes
- Las fábricas afrontan una disputa por los precios del GNL
- Las cifras oficiales muestran que la producción pierde terreno
- Por qué las previsiones apuntan a distintas fechas de riesgo
- Aumenta la inversión, pero la exploración sigue siendo limitada
- Los nuevos yacimientos ofrecerán alivio en distintos plazos
- Los grandes recursos aún necesitan gasoductos y contratos viables
- La relación energética de Singapur afronta presiones más amplias
- Puntos clave
Yayan Satyakti, economista especializado en energía de la Universidad de Padjadjaran, prevé un déficit nacional de gas de unos 200 millones de pies cúbicos estándar al día en 2027 y de 330 millones en 2028 si las exportaciones de gas natural licuado se mantienen en el nivel de 2026. El recorte de las exportaciones equivale a menos de una décima parte del déficit previsto para 2028, incluso antes de considerar adónde puede transportarse físicamente el gas.
Java Central y Java Oriental ya tienen dificultades. La Dirección General de Petróleo y Gas registró un suministro de 649,73 millones de pies cúbicos estándar al día frente a una demanda de 753,89 millones en julio de 2026, lo que dejó un déficit de 104,16 millones. Esto significa que no se cubrió alrededor del 14% de las necesidades registradas de la región.
Indonesia afronta tres problemas relacionados: la caída de la producción de los yacimientos existentes, el aumento del consumo nacional y la falta de capacidad de los gasoductos para transportar siempre el gas desde las zonas productoras hasta los centros industriales. Recortar las exportaciones puede liberar parte del combustible, pero para llevar suficiente gas al lugar adecuado hacen falta nuevas instalaciones de producción y transporte.
En el debate se repiten dos unidades de medida. MMSCFD significa millones de pies cúbicos estándar al día y mide el volumen de gas en condiciones estándar. El GNL es gas natural enfriado hasta convertirse en líquido para que los buques puedan transportarlo entre lugares que no están conectados por gasoductos. Antes de que los clientes puedan utilizarlo, las terminales de recepción deben volver a convertirlo en gas.
Adónde va realmente el gas desviado
El director de SKK Migas, Djoko Siswanto, detalló dos componentes del recorte: 15 MMSCFD de Natuna para PLN Batam, a través del gasoducto WNTS–Pulau Pemping–Batam, y 16 MMSCFD de Sumatra para cubrir las necesidades eléctricas de Batam, Bintan y Sumatra, a través del gasoducto TGI. El recorte conjunto equivale aproximadamente al 8% del flujo de exportación previamente indicado, de 409,5 MMSCFD.
Djoko, que dirige el organismo regulador indonesio del sector de exploración y producción de petróleo y gas, explicó el objetivo del cambio:
«mantener la fiabilidad del suministro nacional de gas para generar electricidad».
Dijo que las entregas se supervisarían a diario. Para Batam y las demás zonas receptoras, el desvío proporciona combustible para generar electricidad. Los clientes industriales de Java siguen dependiendo de sus propias conexiones de suministro.
Yayan explicó el límite geográfico:
«El recorte es marginal y no beneficiará a las plantas industriales de Java».
El ministro de Energía, Bahlil Lahadalia, ha dicho que el desvío se mantiene dentro de las cantidades mínimas de entrega previstas en los contratos de exportación. Moshe Rizal, presidente del comité de inversiones de Aspermigas, la asociación indonesia de empresas de petróleo y gas, advirtió en términos más generales que modificar los compromisos de exportación puede exponer a los contratistas a sanciones. Por ello, las reasignaciones adicionales implican tanto rutas físicas de entrega como obligaciones comerciales.
La escasez de Java ya afecta a los clientes
El déficit de Java Central y Java Oriental alcanzó los 276,79 MMSCFD en febrero de 2026, cuando el suministro fue de 473,64 MMSCFD y la demanda, de 750,43 MMSCFD. Ese mes no se cubrió alrededor del 37% de las necesidades registradas, bastante más que el déficit del 14% de julio.
La Dirección General de Petróleo y Gas previó otra escasez para diciembre: un suministro de 634,02 MMSCFD frente a una demanda de 760,63 MMSCFD, lo que dejaría sin cubrir 126,61 MMSCFD. Según sus cifras, en julio la escasez media regional rondaba los 100–125 MMSCFD.
PGN, la distribuidora de gas, ha establecido límites de consumo para los clientes vinculados al consumo mínimo contratado. Los límites aumentan por etapas, pero se mantienen por debajo del nivel de referencia contractual hasta diciembre:
- Del 1 al 12 de noviembre de 2026: consumo máximo del 66% del nivel de referencia contractual diario aplicable.
- Del 13 al 30 de noviembre: consumo máximo del 72%.
- Del 1 al 31 de diciembre: consumo máximo del 79%.
Fajriyah Usman, secretaria corporativa de PGN, dijo que los límites buscan distribuir de forma más equitativa el suministro restringido y mantener la fiabilidad de la distribución. Para una fábrica, la cuestión práctica es cómo programar la producción dentro de su cuota. El gas consumido por encima de esa cuota puede tener un precio más alto, según el contrato de compraventa de gas.
Las fábricas afrontan una disputa por los precios del GNL
PGN afirma que el precio especial de US$13 por millón de unidades térmicas británicas para el GNL regasificado sigue vigente hasta el 31 de diciembre de 2026. Una unidad térmica británica mide energía, no volumen de gas, y permite a los compradores comparar el contenido de calor aprovechable del combustible.
Yustinus Gunawan, presidente del Foro de la Industria Consumidora de Gas, dijo que los clientes solo tuvieron el precio de US$13 durante unos 45 días, en julio y parte de agosto. Situó el precio del GNL regasificado en torno a los US$15,60 desde septiembre: una diferencia de US$2,60, o del 20%.
Fajriyah dijo que el precio especial no terminó después de 45 días y que las sanciones solo se aplican a los volúmenes que superan la asignación. PGN y el foro de la industria ofrecen, por tanto, versiones distintas de cómo ha funcionado la política de precios para los clientes; no se han explicado los motivos de las diferencias en las facturas individuales.
Las fábricas deben gestionar tanto la cantidad disponible como el costo de superar su cuota. Un mayor suministro de GNL puede complementar el gas transportado por gasoducto, pero su utilidad depende del transporte marítimo, la capacidad de recepción, la distribución y el precio que realmente pagan los clientes.
Las cifras oficiales muestran que la producción pierde terreno
El manual de estadísticas energéticas de 2025 del Ministerio de Energía y Recursos Minerales registra una producción de gas natural de 6.752,6 MMSCFD en 2025, frente a los 6.820,6 MMSCFD de 2024. El consumo final de energía procedente del gas natural aumentó de 272,37 millones a 277,967 millones de barriles equivalentes de petróleo, un alza de alrededor del 2,1%.
El manual también señala un cambio contable: desde 2025, los líquidos del gas natural se clasifican como petróleo y no como gas. Por consiguiente, la serie de datos sobre el gas excluye esos líquidos a partir de ese año, un detalle importante al comparar la producción entre años.
Según cifras presentadas por la Dirección General de Petróleo y Gas, la producción nacional promedió 6.544 MMSCFD hasta julio de 2026. Esto fue alrededor de un 4,3% menos que el objetivo presupuestario de 6.837 MMSCFD. Las entregas promediaron 5.208 MMSCFD, frente al objetivo de 5.508 MMSCFD.
Las cifras de la Iniciativa Conjunta de Datos de Organizaciones muestran que, de enero a julio, la demanda nacional aumentó un 4% interanual, mientras que la producción cayó un 3,7%. La iniciativa está coordinada por el Foro Internacional de la Energía y cuenta con el apoyo de la Agencia Internacional de la Energía y la OPEP.
Las exportaciones absorben parte de la presión. Estadísticas de Indonesia registró exportaciones de GNL por 6,2 millones de toneladas entre enero y septiembre de 2026, un 23% menos que en el mismo periodo de 2025. El manual del ministerio muestra que las exportaciones de GNL ya habían caído un 7,7% en 2025, aunque la producción nacional de GNL aumentó un 1,9%. Sin embargo, ese año las exportaciones por gasoducto aumentaron de 142,6 a 152,4 billones de unidades térmicas británicas.
Por qué las previsiones apuntan a distintas fechas de riesgo
Yayan prevé que la capacidad de exportación de GNL disminuya a medida que se dé prioridad a las necesidades nacionales. Expuso el cambio previsto y una importante exclusión de sus cálculos:
«Nuestros cálculos indican que la capacidad de exportación de GNL caerá de aproximadamente 1.490 millones de pies cúbicos estándar al día (MMSCFD) en 2025 a unos 950 MMSCFD en 2027, suponiendo que primero se cubran las necesidades nacionales. Esta previsión aún no tiene en cuenta el proyecto de Eni».
La caída de 540 MMSCFD equivale a alrededor del 36%. Su previsión independiente del déficit supone que las exportaciones de GNL se mantienen en los niveles de 2026, lo que muestra la presión que surgiría si los volúmenes de exportación permanecieran estables mientras aumentara la brecha entre la oferta y la demanda nacionales.
La evaluación del gas de mayo de 2025 de Wood Mackenzie sitúa más adelante la fecha de un déficit nacional: 2033, si no se desarrollan nuevas fuentes de suministro. La consultora prevé que la demanda, incluidas las exportaciones contratadas, se mantenga en torno a los 6.000 millones de pies cúbicos al día hasta 2035.
Las previsiones utilizan distintas trayectorias de demanda, supuestos sobre las exportaciones y fechas de evaluación. Yayan describe una presión más inmediata bajo determinadas condiciones de exportación, mientras que Wood Mackenzie analiza el equilibrio a más largo plazo entre producción y demanda, incluidas las exportaciones contratadas. La escasez regional de Java ya forma parte de ese panorama nacional más amplio.
Joshua Ngu, vicepresidente de Wood Mackenzie para Asia-Pacífico, describió la situación de los recursos:
«Indonesia dispone de recursos suficientes para cubrir la demanda actual de gas, pero debe planificar el futuro».
Aumenta la inversión, pero la exploración sigue siendo limitada
La inversión de Indonesia en actividades de exploración y producción aumentó de US$10.900 millones en 2021 a los US$15.400 millones indicados para 2025. Yayan sostiene que se destina muy poco a la exploración, es decir, al trabajo de encontrar y evaluar nuevos yacimientos. El gasto en exploración fue de US$1.300 millones en 2024, menos de una décima parte del total de inversión en exploración y producción citado para ese periodo.
La perspectiva del sector para 2026 de la Asociación Indonesa del Petróleo ofrece una imagen anterior: en octubre de 2025, la inversión en exploración y producción ascendía a US$11.200 millones, frente a un objetivo anual de US$16.100 millones. La exploración representaba US$500 millones de un objetivo de US$1.500 millones, aproximadamente un tercio del gasto previsto en exploración.
La actividad de perforación también apunta a una búsqueda lenta de nuevos yacimientos para reemplazar los actuales. Los pozos de exploración bajaron de 41 en 2023 a 35 en 2025. A finales de mayo, solo se habían completado cinco de los 39 previstos para 2026.
Los datos de Wood Mackenzie identifican 499 yacimientos descubiertos aún sin desarrollar, con un tamaño mediano de apenas 3 millones de barriles equivalentes de petróleo. Se considera que alrededor del 78% son demasiado pequeños para desarrollarlos de forma rentable con los precios y la regulación actuales. Antes de que una empresa decida explotarlo, un yacimiento debe generar ingresos suficientes para cubrir los pozos, el procesamiento y el transporte.
La asociación del sector petrolero propone poner en producción yacimientos inactivos, utilizar métodos de perforación que permitan acceder a formaciones rocosas antes difíciles de alcanzar y simplificar las licencias. Indonesia también prevé subastar 75 nuevas áreas de explotación antes de 2028. La exploración abre oportunidades, mientras que los yacimientos ya descubiertos ofrecen una vía potencialmente más rápida para aumentar la producción.
Los nuevos yacimientos ofrecerán alivio en distintos plazos
Se espera que los proyectos North Hub y South Hub de Eni, frente a la costa de Kalimantan Oriental, aporten un alivio considerable en 2028–2029, con una capacidad que alcanzaría los 2.000 MMSCFD en 2029. El calendario es importante porque se prevé que el déficit proyectado por Yayan aumente antes de que entre en funcionamiento esa capacidad.
Java Central y Java Oriental tienen otro calendario de desarrollo. El Gobierno prevé que el suministro adicional a la región aumente gradualmente de 2027 a 2035, con el mayor incremento de producción en 2030–2031. Se prevé que Lengo aporte 84,49 MMSCFD a partir de 2030, mientras que Bukit Panjang podría suministrar hasta 50 MMSCFD en 2032–2033.
Otras fuentes previstas incluyen ENC, TIS Blora Fase 2, Pertamina EP Asset 4, Paus Biru, West Sidayu, MBF y MDK. Las autoridades coordinan el desarrollo y la asignación para abastecer a los clientes y aprovechar mejor los tramos terminados del gasoducto de transmisión Cirebon–Semarang.
Los principales hitos muestran por qué los próximos dos años seguirán siendo difíciles:
- 21 de octubre de 2026: Bahlil dijo que Indonesia estaba considerando no renovar los acuerdos de exportación de gas con países vecinos.
- 24 de octubre de 2026: comenzó el desvío de 31 MMSCFD desde Singapur.
- 31 de diciembre de 2026: finaliza el periodo de precios especiales del GNL anunciado por PGN.
- 2027–2028: Yayan prevé déficits nacionales de 200 y 330 MMSCFD si las exportaciones de GNL se mantienen en los niveles de 2026.
- 2028–2029: se espera un aumento considerable del suministro procedente de los centros de Eni.
- 2030–2033: se prevé que Lengo y Bukit Panjang aumenten el suministro para Java Central y Java Oriental.
Los grandes recursos aún necesitan gasoductos y contratos viables
Wood Mackenzie identifica más de 35 billones de pies cúbicos de recursos en Abadi, Geng North, Tangkulo y Layaran. También cita la estimación del Foro de Exploración de Indonesia de que aún podrían encontrarse más de 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en las cuencas del norte y el sur de Sumatra y del noreste de Java.
La consultora calcula que se necesitarían US$50.000 millones para desarrollar los recursos y alcanzar el objetivo de Indonesia de producir 12.000 millones de pies cúbicos de gas al día en 2030. Esa meta duplica la demanda diaria de unos 6.000 millones de pies cúbicos, incluidas las exportaciones contratadas, que prevé en su pronóstico.
Wood Mackenzie recomienda proteger las condiciones contractuales acordadas, fijar precios del gas que reflejen los costos y riesgos de cada proyecto y permitir que los productores vendan a otros compradores cuando los clientes contratados no puedan aceptar las entregas. Sus propuestas también respaldan acuerdos que obliguen a los compradores a pagar los volúmenes comprometidos aunque reciban menos gas.
El transporte de gas sigue siendo fundamental. La advertencia de Moshe sobre las débiles conexiones entre las islas productoras y Java coincide con el límite inmediato del desvío desde Singapur. Para que los clientes industriales reciban un suministro fiable, deben coincidir nuevos recursos, proyectos viables comercialmente e infraestructura de transporte.
Si no se desarrollan nuevas fuentes, Wood Mackenzie prevé una mayor dependencia de importaciones de GNL más costosas o un mayor uso del carbón para generar electricidad. También señala que el gas es una materia prima industrial esencial. En otras partes de la región, aumenta la probabilidad de que el este de Australia afronte escasez durante todo el año a principios de la década de 2030, mientras que Singapur busca un suministro de GNL más flexible ante la caída de las importaciones por gasoducto y las recientes interrupciones del suministro energético mundial.
La relación energética de Singapur afronta presiones más amplias
Indonesia suministró a Singapur 145.300 millones de pies cúbicos de gas natural en 2024, según cifras atribuidas a la Administración de Información Energética de Estados Unidos. La reducción de las entregas por gasoducto aumenta la necesidad de Singapur de obtener cargamentos alternativos y contratos que le permitan ajustar sus compras.
La prioridad nacional de Yakarta también se extiende a la electricidad. Las condiciones para exportar electricidad planteadas por Bahlil han complicado los planes de suministrar 3,4 gigavatios a Singapur para 2035. Dijo que las exportaciones eran poco probables a corto plazo, salvo que los compradores aceptaran el precio de Indonesia, mientras los clientes nacionales siguieran necesitando esa electricidad.
La decisión sobre el gas se produjo en medio de un episodio regional grave de contaminación por neblina tóxica. Las cifras de Nusantara Atlas sitúan la superficie quemada hasta septiembre en más de 1,9 millones de hectáreas. Singapur anunció acciones legales contra empresas vinculadas a los incendios y la Asociación de Naciones del Sudeste Asiático convocó una reunión de emergencia sobre la neblina tóxica.
La cooperación ha continuado pese a las tensiones. El 27 de octubre, los dos gobiernos acordaron crear un grupo de trabajo conjunto para investigar la neblina tóxica, con el fin de conectar registros empresariales, información financiera y pruebas a través de las fronteras. Indonesia mantiene que el desvío de gas busca garantizar la fiabilidad del suministro nacional de electricidad, mientras ambos gobiernos gestionan también la disputa ambiental.
El viceministro de Energía, Yuliot Tanjung, dijo el 9 de noviembre que la disponibilidad de gas había alcanzado los 513.000 billones de unidades térmicas británicas, frente a un objetivo de 548.000, alrededor del 94%. Para las fábricas de Java, las próximas pruebas prácticas serán las asignaciones y los precios de diciembre, seguidos de la ejecución de los nuevos yacimientos y las conexiones de transporte según los plazos previstos.
Puntos clave
- Indonesia desvió 31 MMSCFD de Singapur para cubrir las necesidades de electricidad de Batam, Bintan y Sumatra, con poco beneficio inmediato para Java.
- Java Central y Java Oriental registraron en julio de 2026 un déficit de gas de 104,16 MMSCFD, alrededor del 14% de la demanda.
- Los límites de consumo industrial de PGN aumentan del 66% a principios de noviembre al 79% en diciembre; el consumo que supere las asignaciones podría tener cargos más altos.
- Yayan Satyakti prevé déficits nacionales de 200 MMSCFD en 2027 y 330 MMSCFD en 2028 si las exportaciones de GNL se mantienen en los niveles de 2026.
- Se espera que los centros de Eni aporten un alivio considerable en 2028–2029; los principales aumentos del suministro para Java llegarán más adelante.
- La nueva producción, las condiciones de inversión y las conexiones de transporte determinarán si los recursos de gas de Indonesia pueden llegar a los clientes.
