Indonesien will mehr Öl und Gas produzieren

Indonesien setzt beim allmählichen Ausstieg aus der bislang dominierenden Kohle länger auf Gas als Energieträger. Der staatliche Stromversorger PLN will bis 2040 mindestens 22 Gigawatt an neuen Gaskraftwerkskapazitäten aufbauen. 

Speziell die Nickel-, Kupfer- und Stahlindustrie hat großen Energiebedarf. Auch für die expandierende Düngemittelproduktion und die Biodieselerzeugung steigt der Bedarf an Erdgas. Erdöl braucht Indonesien insbesondere als Kraftstoff und für die petrochemische Industrie.

Branche bekommt wieder politische Priorität

Indonesien ist eines der öl- und gasreichsten Ländern der Asien-Pazifik-Region. Laut Energieministerium besitzt das Land rund 35 Billionen nachgewiesene sowie 20 Billionen mögliche Kubikfuß (1 Kubikfuß entspricht etwa 28,3 Litern) an Gasreserven. Dazu kommen 2,4 Milliarden nachgewiesene und 2,3 Milliarden mögliche Barrel (1 Barrel ist circa 159 Liter) an Erdölreserven. 

Beim Gas nahm die Produktion nach einem längeren Rückgang jüngst wieder zu. Allerdings versiegen viele Quellen, die Technik ist veraltet und der Bedarf im eigenen Land steigt deutlich stärker als die Produktion. 

Indonesien ist bei Gas Nettoexporteur. Allerdings sind wichtige Abnehmer von indonesischem Gas, beispielsweise Singapur, beim Energiewandel schon weiter und werden künftig wohl weniger Gas abnehmen. Neue Exportchancen könnten für den Inselstaat darin bestehen, Gas durch Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage; CCS) in blauen Wasserstoff und dann in blaues Ammoniak umzuwandeln. Die Regierung will die nötige Infrastruktur wie Flüssiggasanlagen und -terminals, Raffinerien, Düngemittelfabriken und Elektrolyseure möglichst nahe an den Gasquellen bauen.

Die Erdölproduktion ist in Indonesien seit drei Jahrzehnten rückläufig und stillt nur 60 Prozent des Bedarfs. Die restlichen 40 Prozent an Erdöl werden teuer importiert. 

Verdopplung der Produktion bis 2035

Indonesien will mehr Flüssiggas aus den USA kaufen. Das hat vor allem diplomatische Gründe. Grundsätzlich soll der Inlandsbedarf jedoch aus eigenen Quellen gestillt werden. Für die Gasproduktion ist ein Anstieg bis 2035 von derzeit 6,9 Milliarden auf 12 Milliarden Kubikfuß pro Tag anvisiert. Beim Erdöl soll die Produktion, besonders mit Blick auf Kraftstoffe, von derzeit etwa 580.000 auf 1 Million Barrel pro Tag bis 2035 steigen.

Neben der Erforschung neuer Quellen stehen auch technisch fortgeschrittene Fördermethoden in späten Förderphasen auf dem Programm. Dazu gehören tertiäre Ölgewinnung, die Reaktivierung nicht aktiver Bohrstellen und der Einsatz effizienterer Arbeitsprozesse und Technologie. 

Von Indonesiens 128 Ölbecken produzieren momentan nur 20 Stück. Acht Becken sind angebohrt, produzieren aber noch nicht, 19 Becken sind "angezeigt", 13 ohne Fund angebohrt und 68 noch nicht angebohrt. Größere aktuelle Funde liegen in Ostindonesien, aber auch um Sumatra und Java. 

Regierung will Umfeld für ausländische Akteure attraktiver machen

In den kommenden Jahren will die Regierung bis zu 60 Öl- und Gasblöcke in 14 Regionen über Auktionen vergeben, die Gasinfrastruktur verbessern, geeignete Rahmenbedingungen für CCS-Projekte schaffen und landesweit neue Düngemittelfabriken bauen.

Rund die Hälfte der Öl- und Gasproduktion läuft über den dominierenden Staatskonzern Pertamina, der bis 2029 über 33 Milliarden US-Dollar (US$) in die Upstream- und 15,9 Milliarden US$ in die Downstream Öl- und Gasindustrie investieren will. Pertamina fordert zudem ausländische Firmen zur Zusammenarbeit auf. Die Regierung bemüht sich, das regulative Umfeld für ausländische Akteure attraktiver zu gestalten. Seit 2020 gibt es neben dem "Cost-Recovery-Modell" auch ein "Gross-Split-Modell", das Unternehmen mehr Unabhängigkeit gewährt, sie gleichzeitig aber auch zu mehr Effizienz anregt. Weitere Maßnahmen sind Steueranreize, vereinfachte Abläufe für Lizenzen sowie die Neuvergabe von Blöcken mit unzureichender Produktion. 

Internationale Konzerne engagieren sich verstärkt

Einige ausländische Konzerne hatten Indonesien in den vergangenen Jahren verlassen. Jetzt nimmt das Interesse wieder zu. Die italienische Eni ist am Großprojekt Indonesia Deepwater Development (IDD) vor der Küste von Ostkalimantan beteiligt. BP will im Tangguh-Feld in Westpapua, einem der größten Gasvorkommen Südostasiens, neue Blöcke erschließen und mit CCS ergänzen. Total plant eine Kooperation mit Petronas im Bobara-Offshore-Block in Westpapua. Ebenfalls in Westpapua wird die chinesische Genting voraussichtlich ab 2028 Gas aus dem Asap Kido Merah-Feld an die geplante riesige Düngemittelanlage in Fakfak (Papua) liefern. Bei der chinesischen Firma Wison gab Genting Indonesiens erste schwimmende Erdgasanlage in Auftrag. 

Chevron war 2023 aus dem IDD-Projekt ausgestiegen. Nun erwägt das Unternehmen laut Pressemeldungen neue Aktivitäten in Indonesien, offenbar vor Bali und in Ost-Indonesien und in Zusammenhang mit Carbon Capture-Projekten. Die japanische Inpex wird auf Druck der indonesischen Regierung die Gasförderung im Abadi-Feld im Arafura-Meer und den Bau einer dazugehörigen Verflüssigungsanlage vorziehen und schon 2029 beginnen. Projektpartner sind Pertamina und die malaysische Petronas. Petrochina exploriert in Ostindonesien, Sinopec engagiert sich bei der tertiären Ölgewinnung. 

Deutsche Zulieferer sind beteiligt

Das Unternehmen EagleBurgmann aus der Freudenberg-Gruppe liefert Dichtungstechnik und unterhält in Cikarang bei Jakarta einen Montage- und Servicestandort. Siemens Energy ist am Ausbau der Raffinerie von Balikpapan in Ostkalimantan beteiligt. BASF beliefert Pertamina mit Spezialchemikalien für die tertiäre Ölgewinnung. Außerdem sind Motoren von MTU im Einsatz. 

Deutschland ist zudem Indonesiens wichtigster Lieferant von längsnahtgeschweißten Spezialrohren für Öl- und Gaspipelines.