Escassez de gás na Indonésia deve se agravar até 2028, enquanto cortes nas exportações não chegam a Java

Pequeno corte nas exportações diante de uma lacuna muito maior na oferta

A Indonésia redirecionou 31 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia de Singapura para a geração doméstica de eletricidade em 24 de outubro de 2026. Ainda assim, as instalações industriais em Java, onde dados do governo já apontam escassez substancial, receberão pouco alívio imediato, porque o gás desviado abastece outras ilhas e não há um gasoduto que conecte Natuna diretamente a Java.

Yayan Satyakti, economista especializado em energia da Universitas Padjadjaran, projeta um déficit nacional de gás de cerca de 200 milhões de pés cúbicos padrão por dia em 2027 e de 330 milhões em 2028, caso as exportações de gás natural liquefeito permaneçam no nível de 2026. A redução das exportações equivale a menos de um décimo do déficit que ele projeta para 2028, mesmo antes de considerar para onde o gás pode ser transportado fisicamente.

Java Central e Java Oriental já enfrentam dificuldades. A Direção-Geral de Petróleo e Gás registrou uma oferta de 649,73 milhões de pés cúbicos padrão por dia, ante uma demanda de 753,89 milhões em julho de 2026, deixando um déficit de 104,16 milhões. Isso significa que cerca de 14% da necessidade registrada na região não foi atendida.

A Indonésia enfrenta três problemas interligados: queda na produção dos campos existentes, aumento do consumo interno e gasodutos que nem sempre conseguem transportar o gás das áreas produtoras para os centros industriais. Cortar as exportações pode liberar parte do combustível, mas fornecer gás suficiente ao lugar certo exige novas instalações de produção e transporte.

Duas medidas aparecem com frequência no debate. MMSCFD significa milhões de pés cúbicos padrão por dia, uma medida do volume de gás em condições padrão. GNL é o gás natural resfriado até se tornar líquido, para que navios possam transportá-lo entre lugares não conectados por gasodutos. Os terminais de recebimento precisam convertê-lo novamente em gás antes que os consumidores possam utilizá-lo.

Para onde o gás redirecionado realmente vai

O chefe da SKK Migas, Djoko Siswanto, detalhou duas partes da redução: 15 MMSCFD de Natuna para a PLN Batam, pelo gasoduto WNTS–Pulau Pemping–Batam, e 16 MMSCFD de Sumatra para atender às necessidades de eletricidade em Batam, Bintan e Sumatra, pelo gasoduto TGI. O corte combinado equivale a cerca de 8% do fluxo de exportação anteriormente informado, de 409,5 MMSCFD.

Djoko, que dirige o órgão regulador de petróleo e gás upstream da Indonésia, descreveu o objetivo da mudança:

manter a confiabilidade do fornecimento doméstico de gás para a geração de eletricidade.

Ele afirmou que as entregas seriam monitoradas diariamente. Para Batam e as demais áreas atendidas, o desvio fornece combustível para a geração de eletricidade. Os clientes industriais de Java continuam dependentes de suas próprias conexões de fornecimento.

Yayan explicou o limite geográfico:

A redução é marginal e não beneficiará as instalações industriais em Java,

O ministro da Energia, Bahlil Lahadalia, afirmou que o desvio permanece dentro das disposições de entrega mínima dos contratos de exportação. Moshe Rizal, presidente do comitê de investimentos da Aspermigas, associação empresarial indonésia de petróleo e gás, alertou de forma mais ampla que mudanças nos compromissos de exportação podem expor as contratadas a multas. Portanto, novas realocações envolvem tanto as rotas físicas de entrega quanto as obrigações comerciais.

A escassez em Java já afeta os consumidores

O déficit em Java Central e Java Oriental chegou a 276,79 MMSCFD em fevereiro de 2026, quando a oferta foi de 473,64 MMSCFD e a demanda, de 750,43 MMSCFD. Cerca de 37% da necessidade registrada não foi atendida naquele mês, bem acima da lacuna de 14% observada em julho.

A Direção-Geral de Petróleo e Gás previu outra escassez em dezembro: oferta de 634,02 MMSCFD ante demanda de 760,63 MMSCFD, deixando 126,61 MMSCFD sem cobertura. Seus dados indicavam déficits regionais médios de cerca de 100 a 125 MMSCFD em julho.

A PGN, distribuidora de gás, introduziu limites de consumo para os clientes vinculados ao consumo mínimo contratado. Os limites aumentam em etapas, mas permanecem abaixo do nível de referência contratual até dezembro:

• De 1 a 12 de novembro de 2026: consumo máximo de 66% da referência contratual diária aplicável.
• De 13 a 30 de novembro: consumo máximo de 72%.
• De 1 a 31 de dezembro: consumo máximo de 79%.

Fajriyah Usman, secretária corporativa da PGN, disse que os limites buscam distribuir de forma mais equilibrada a oferta restrita e manter a confiabilidade da distribuição. Para uma fábrica, a questão prática é como programar a produção dentro da sua cota. O gás consumido além do limite pode estar sujeito a um preço mais alto, conforme o contrato de compra e venda de gás.

Fábricas enfrentam disputa sobre os preços do GNL

A PGN afirma que o preço especial de US$ 13 por milhão de unidades térmicas britânicas para o GNL regaseificado continua em vigor até 31 de dezembro de 2026. Uma unidade térmica britânica mede energia, e não volume de gás, permitindo que os compradores comparem o conteúdo de calor útil do combustível.

Yustinus Gunawan, presidente do Fórum da Indústria Usuária de Gás, disse que os clientes tiveram acesso ao preço de US$ 13 por apenas cerca de 45 dias, durante julho e parte de agosto. Segundo ele, o preço do GNL regaseificado ficou em torno de US$ 15,60 a partir de setembro, uma diferença de US$ 2,60, ou 20%.

Fajriyah disse que o preço especial não terminou após 45 dias e que as multas se aplicam apenas aos volumes acima da cota. Assim, a PGN e o fórum da indústria apresentam versões diferentes sobre como a política de preços funcionou para os clientes; não foram explicadas as razões para as diferenças nas cobranças individuais.

As fábricas precisam administrar tanto a quantidade disponível quanto o custo de ultrapassar a cota. Mais GNL pode complementar o fornecimento por gasodutos, mas sua utilidade depende do transporte marítimo, da capacidade de recebimento, da distribuição e do preço efetivamente pago pelos clientes.

Dados oficiais mostram a produção perdendo terreno

O anuário estatístico de energia de 2025 do Ministério da Energia e Recursos Minerais registra produção de gás natural de 6.752,6 MMSCFD em 2025, abaixo dos 6.820,6 MMSCFD de 2024. O consumo final de energia proveniente do gás natural subiu de 272,37 milhões para 277,967 milhões de barris de óleo equivalente, um aumento de cerca de 2,1%.

O anuário também registra uma mudança contábil: a partir de 2025, os líquidos de gás natural foram reclassificados de gás para petróleo. Consequentemente, a série de gás exclui esses líquidos a partir daquele ano, um detalhe relevante ao comparar a produção entre anos.

A produção nacional até julho de 2026 teve média de 6.544 MMSCFD, segundo dados apresentados pela Direção-Geral de Petróleo e Gás. O número ficou cerca de 4,3% abaixo da meta orçamentária de 6.837 MMSCFD. As entregas tiveram média de 5.208 MMSCFD, ante uma meta de 5.508 MMSCFD.

Dados da Iniciativa Conjunta de Dados de Organizações mostram que, de janeiro a julho, a demanda interna subiu 4% em relação ao ano anterior, enquanto a produção caiu 3,7%. A iniciativa é coordenada pelo Fórum Internacional de Energia e conta com o apoio da Agência Internacional de Energia e da Opep.

As exportações absorvem parte da pressão. A Agência de Estatísticas da Indonésia registrou exportações de GNL de 6,2 milhões de toneladas entre janeiro e setembro de 2026, queda de 23% em relação ao mesmo período de 2025. O anuário do ministério mostra que as exportações de GNL já haviam caído 7,7% em 2025, embora a produção interna de GNL tenha aumentado 1,9%. As exportações por gasoduto, no entanto, subiram naquele ano, de 142,6 para 152,4 trilhões de unidades térmicas britânicas.

Por que as projeções apontam para datas de risco diferentes

Yayan espera que a capacidade de exportação de GNL caia à medida que as necessidades internas ganhem prioridade. Ele detalhou a mudança projetada e uma importante exclusão de seus cálculos:

Nossos cálculos indicam que a capacidade de exportação de GNL cairá de aproximadamente 1.490 milhões de pés cúbicos padrão por dia (mmscfd) em 2025 para cerca de 950 mmscfd até 2027, supondo que as necessidades internas sejam atendidas primeiro. Essa projeção ainda não leva em conta o projeto da Eni,

A queda de 540 MMSCFD equivale a cerca de 36%. Sua projeção separada de déficit pressupõe que as exportações de GNL permaneçam nos níveis de 2026, mostrando a pressão que surgiria se os volumes exportados se mantivessem estáveis enquanto a oferta e a demanda internas se distanciassem ainda mais.

A avaliação do setor de gás de maio de 2025 da Wood Mackenzie aponta uma data mais distante para um déficit nacional: 2033, caso não haja desenvolvimento de novas fontes de oferta. A consultoria espera que a demanda, incluindo as exportações contratadas, permaneça em torno de 6 bilhões de pés cúbicos por dia até 2035.

As projeções usam trajetórias de demanda, premissas de exportação e datas de avaliação diferentes. Yayan descreve um aperto mais próximo, sob condições específicas de exportação, enquanto a Wood Mackenzie analisa o equilíbrio de longo prazo entre produção e demanda, incluindo as exportações contratadas. A escassez regional em Java já existe dentro desse cenário nacional mais amplo.

Joshua Ngu, vice-presidente da Wood Mackenzie para a Ásia-Pacífico, descreveu a situação dos recursos:

"A Indonésia tem recursos suficientes para atender à demanda atual de gás, mas precisa se planejar para o futuro".

Investimentos crescem, mas a exploração continua limitada

Os investimentos upstream da Indonésia aumentaram de US$ 10,9 bilhões em 2021 para US$ 15,4 bilhões em 2025, segundo os dados citados. Yayan argumenta que muito pouco é destinado à exploração, o trabalho de encontrar e avaliar novas reservas. Os gastos com exploração foram de US$ 1,3 bilhão em 2024, menos de um décimo do total upstream citado para aquele período.

A perspectiva setorial para 2026 da Associação de Petróleo da Indonésia oferece um retrato anterior: até outubro de 2025, os investimentos upstream somavam US$ 11,2 bilhões, ante uma meta anual de US$ 16,1 bilhões. A exploração respondeu por US$ 500 milhões, ante uma meta de US$ 1,5 bilhão, ou cerca de um terço do gasto planejado com exploração.

A atividade de perfuração também indica que a busca por substitutos avança lentamente. O número de poços exploratórios caiu de 41 em 2023 para 35 em 2025. Dos 39 planejados para 2026, apenas cinco haviam sido concluídos até o fim de maio.

Dados da Wood Mackenzie identificam 499 descobertas ainda não desenvolvidas, com tamanho mediano de apenas 3 milhões de barris de óleo equivalente. Cerca de 78% são consideradas pequenas demais para um desenvolvimento economicamente viável aos preços e sob as regras atuais. Uma descoberta precisa gerar receita suficiente para cobrir poços, processamento e transporte antes que uma empresa decida desenvolvê-la.

A associação do setor de petróleo defende colocar campos ociosos em produção, adotar métodos de perfuração capazes de alcançar formações rochosas antes inacessíveis e simplificar o licenciamento. A Indonésia também planeja leiloar 75 novas áreas de exploração até 2028. A exploração abre oportunidades, enquanto os campos já descobertos oferecem um caminho potencialmente mais rápido para aumentar a produção.

Novos campos oferecem alívio em prazos diferentes

Os projetos North Hub e South Hub da Eni, em águas ao largo de Kalimantan Oriental, devem proporcionar alívio substancial em 2028–2029, com capacidade de chegar a 2.000 MMSCFD até 2029. O cronograma importa porque o déficit projetado por Yayan aumenta antes da entrada em operação dessa capacidade.

Java Central e Java Oriental têm outro cronograma de desenvolvimento. O governo espera que a oferta adicional para a região cresça gradualmente de 2027 a 2035, com o maior aumento de produção em 2030–2031. A previsão é que Lengo contribua com 84,49 MMSCFD a partir de 2030, enquanto Bukit Panjang poderá fornecer até 50 MMSCFD em 2032–2033.

Outras fontes planejadas incluem ENC, TIS Blora Fase 2, Pertamina EP Asset 4, Paus Biru, West Sidayu, MBF e MDK. As autoridades estão coordenando o desenvolvimento e a alocação para abastecer os clientes e aproveitar melhor os trechos concluídos do gasoduto de transmissão Cirebon–Semarang.

Os principais marcos mostram por que os próximos dois anos continuam difíceis:

• 21 de outubro de 2026: Bahlil disse que a Indonésia avaliava não renovar os acordos de exportação de gás com países vizinhos.
• 24 de outubro de 2026: começou o desvio de 31 MMSCFD de Singapura.
• 31 de dezembro de 2026: termina o período de preço especial do GNL informado pela PGN.
• 2027–2028: Yayan projeta déficits nacionais de 200 e 330 MMSCFD se as exportações de GNL permanecerem nos níveis de 2026.
• 2028–2029: espera-se uma oferta substancial dos hubs da Eni.
• 2030–2033: Lengo e Bukit Panjang devem ampliar a oferta para Java Central e Java Oriental.

Grandes reservas ainda dependem de gasodutos e contratos viáveis

A Wood Mackenzie identifica mais de 35 trilhões de pés cúbicos de recursos em Abadi, Geng North, Tangkulo e Layaran. A consultoria também cita a estimativa do Fórum de Exploração da Indonésia de que ainda há mais de 30 bilhões de barris de óleo equivalente a descobrir nas bacias do norte e sul de Sumatra e do nordeste de Java.

A consultoria estima que seriam necessários US$ 50 bilhões para desenvolver os recursos e avançar rumo à meta da Indonésia de produzir 12 bilhões de pés cúbicos de gás por dia até 2030. Essa meta é o dobro da demanda diária de cerca de 6 bilhões de pés cúbicos, incluindo as exportações contratadas, em sua projeção.

A Wood Mackenzie recomenda preservar os termos contratuais acordados, estabelecer preços de gás que reflitam os custos e riscos de cada projeto e permitir que os produtores vendam para outros compradores quando os clientes contratados não puderem receber as entregas. Suas propostas também apoiam acordos que obriguem os compradores a pagar pelos volumes contratados mesmo quando receberem menos gás.

O transporte de gás continua sendo fundamental. O alerta de Moshe sobre as conexões precárias entre as ilhas produtoras e Java corresponde ao limite imediato do desvio de Singapura. Novas reservas, projetos comercialmente viáveis e infraestrutura de entrega precisam avançar juntos para que os clientes industriais recebam um fornecimento confiável.

Sem novos projetos, a Wood Mackenzie espera maior dependência de importações de GNL mais caras ou aumento do uso de carvão na geração de eletricidade. A consultoria também considera o gás uma matéria-prima industrial essencial. Em outra parte da região, a Austrália Oriental enfrenta uma probabilidade crescente de escassez ao longo do ano no início da década de 2030, enquanto Singapura busca um fornecimento de GNL mais flexível em meio à queda das importações por gasoduto e às recentes perturbações no mercado global de energia.

Relação energética com Singapura enfrenta pressões mais amplas

A Indonésia forneceu a Singapura 145,3 bilhões de pés cúbicos de gás natural em 2024, segundo dados atribuídos à Administração de Informação Energética dos Estados Unidos. A redução das entregas por gasoduto reforça a necessidade de Singapura de buscar cargas alternativas e contratos que permitam ajustar as compras.

A prioridade doméstica de Jacarta também se estende à eletricidade. As condições para a exportação de eletricidade estabelecidas por Bahlil complicaram os planos de fornecer 3,4 gigawatts a Singapura até 2035. Ele disse que as exportações dificilmente ocorrerão em breve, a menos que os compradores aceitem o preço da Indonésia, enquanto os consumidores domésticos ainda precisam dessa eletricidade.

A decisão sobre o gás ocorreu em meio a um episódio grave de fumaça tóxica na região. Dados do Nusantara Atlas indicam que a área queimada até setembro superou 1,9 milhão de hectares. Singapura sinalizou que poderia tomar medidas legais contra empresas ligadas aos incêndios, e a Asean agendou uma reunião de emergência sobre a fumaça.

A cooperação continuou apesar das tensões. Em 27 de outubro, os dois governos concordaram em criar uma força-tarefa conjunta para investigar os incêndios e a fumaça tóxica, a fim de cruzar registros empresariais, informações financeiras e provas entre os dois países. O motivo declarado pela Indonésia para o desvio de gás continua sendo a confiabilidade do fornecimento interno de eletricidade, enquanto os dois governos também administram a disputa ambiental.

O vice-ministro da Energia, Yuliot Tanjung, disse em 9 de novembro que a disponibilidade de gás havia chegado a 513.000 bilhões de unidades térmicas britânicas, ante uma meta de 548.000 bilhões, cerca de 94%. Para as fábricas de Java, os próximos testes práticos serão as alocações e os preços de dezembro, seguidos pela capacidade dos novos campos e das conexões de transporte de cumprir os cronogramas previstos.

Principais pontos

• A Indonésia redirecionou 31 MMSCFD de Singapura para atender às necessidades de eletricidade em Batam, Bintan e Sumatra, com pouco benefício imediato para Java.
• Java Central e Java Oriental registraram um déficit de gás de 104,16 MMSCFD em julho de 2026, cerca de 14% da demanda.
• Os limites de consumo industrial da PGN sobem de 66% no início de novembro para 79% em dezembro, com possibilidade de cobranças mais altas acima das cotas.
• Yayan Satyakti projeta escassez nacional de 200 MMSCFD em 2027 e 330 MMSCFD em 2028 se as exportações de GNL permanecerem nos níveis de 2026.
• Espera-se que os hubs da Eni proporcionem alívio substancial em 2028–2029; os principais aumentos de oferta para Java virão mais tarde.
• Novos projetos de produção, termos de investimento e conexões de transporte determinarão se os recursos de gás da Indonésia poderão chegar aos consumidores.