Am 15. November 2022 kündigten der indonesische Präsident Joko Widodo und eine von den Vereinigten Staaten angeführte Gruppe von Nationen einen Klimafinanzierungsvertrag über 20 Milliarden US-Dollar an, um Indonesien dabei zu helfen, die Abhängigkeit seines Energiesektors von Kohle einzudämmen und den Übergang zu einem kohlenstofffreien Energiesystem voranzutreiben. Dieser Deal heißt offiziell Just Energy Transition Partnership (JETP). Ein Jahr später veröffentlichte Indonesien Umsetzungspläne für das Abkommen, in denen zahlreiche Ziele und Richtlinien dargelegt wurden, um Indonesien dabei zu helfen, CO2-Neutralität zu erreichen und seine inländische Industrie für erneuerbare Technologien auszubauen. Keine der empfohlenen Maßnahmen befasst sich jedoch mit der größten Bedrohung für die Energiewende Indonesiens: den Subventionen für fossile Brennstoffe.
Am 21. November 2023 veröffentlichte die indonesische Regierung einen Entwurf eines Umsetzungsplans, in dem ihre Strategie zur Nutzung der durch das JETP bereitgestellten Unterstützung dargelegt wird. Der Entwurf des Umsetzungsplans, offiziell bekannt als Comprehensive Investment and Policy Plan (CIPP), beschreibt drei Hauptziele für das indonesische Elektrizitätssystem: 1) die Emissionen des Energiesektors bis 2030 auf ein Niveau von 250 Megatonnen CO2 zu begrenzen; 2) bis 2030 einen Anteil erneuerbarer Energien von 44 Prozent zu erreichen; und 3) bis 2050 Netto-Null-Emissionen im Energiesektor zu erreichen.
Das CIPP schätzt, dass Indonesien zum Erreichen dieser Ziele bis 2030 Finanzmittel in Höhe von mindestens 97,1 Milliarden US-Dollar und von 2030 bis 2050 500 Milliarden US-Dollar anziehen muss. Die 20 Milliarden US-Dollar an Finanzierung aus dem JETP sollen „als Katalysator dienen“, um weitere Investitionen anzuziehen aus anderen Quellen.
Das CIPP skizziert fünf vorrangige Investitionsbereiche, auf die man sich bis 2030 konzentrieren soll: 19,7 Milliarden US-Dollar für neue Übertragungsleitungen und Netzausbauten; 2,4 Milliarden US-Dollar für die Stilllegung oder Nachrüstung von Kohlekraftwerken; 49,2 Milliarden US-Dollar für den Bau von 16,1 GW verfügbarer erneuerbarer Kapazität (Bioenergie, Geothermie und Wasserkraft); 25,7 Milliarden US-Dollar für den Bau von 40,4 GW variabler erneuerbarer Kapazität (Solar- und Windenergie); und ein nicht näher bezeichneter Betrag zur Verbesserung der Lieferkette für erneuerbare Energien in Indonesien, insbesondere der Solar-PV-Produktion. Indonesiens fortgesetzte Nutzung fossiler Brennstoffe und Stromsubventionen gefährdet diese Ziele.
Die indonesische Regierung gewährt großzügige Kraftstoff- und Stromsubventionen, um ärmere Haushalte zu unterstützen und die wirtschaftliche Entwicklung anzukurbeln, indem sie die Preise niedrig hält. Diese Subventionen begannen unter dem Suharto-Regime (1966–1998), als Indonesien noch über erhebliche inländische Ölreserven verfügte. Seit den 1990er Jahren ist jedoch die inländische Ölproduktion Indonesiens zurückgegangen, während die Nachfrage nach Öl und Strom sprunghaft angestiegen ist.
Infolgedessen erreichen die Energiesubventionen bis zu 2 Prozent des gesamten BIP Indonesiens. Darüber hinaus kommen diese Subventionen vor allem wohlhabenderen Indonesiern zugute. Die Weltbank stellt fest, dass die Mittel- und Oberschicht Indonesiens „zwischen 42 und 73 Prozent des subventionierten Diesels verbraucht“.
Derzeit gelten die folgenden Subventionen und Preisobergrenzen. In dieser Liste werden nicht alle staatlichen Markteingriffe aufgeführt, sie umfasst jedoch diejenigen, die sich negativ auf die Energiewende Indonesiens auswirken könnten.
Erstens behält Indonesien eine Subvention für Benzin und Diesel bei. Im Jahr 2022 erhöhte die indonesische Regierung die Preise für subventioniertes Benzin und Diesel, aber die Kosten dieser Waren liegen immer noch unter den Marktpreisen für indonesische Verbraucher. Normalerweise erfolgen diese Subventionen als Rückerstattungen an Pertamina, Indonesiens staatliches Öl- und Gasunternehmen. Pertamina besitzt die meisten Tankstellen in Indonesien. Die indonesische Zentralregierung entschädigt Pertamina für die Differenz zwischen den Kosten für den Kauf von Öl und Gas und dem Endpreis, den die Verbraucher zahlen.
Zweitens zwingen ein inländisches Verkaufsmandat und eine Preisobergrenze für Kohle indonesische Kohlebergbauunternehmen dazu, 25 Prozent ihrer Kohle an PLN, den staatlichen Stromversorger Indonesiens, zu verkaufen. Ähnliche Vorschriften bestehen für Öl und Erdgas, obwohl diese beiden fossilen Brennstoffe einen viel geringeren Anteil an der gesamten Energieerzeugung ausmachen als Kohle.
Diese Kohleproduzenten dürfen Kohle nicht für mehr als 70 US-Dollar pro Tonne an PLN verkaufen. Abbildung 1 unten vergleicht den jährlichen durchschnittlichen Marktpreis für Kohle mit der Preisobergrenze von 70 US-Dollar. In jedem Jahr bis auf drei überstieg der Marktpreis die Preisobergrenze, und in den Jahren 2021 und 2022 lag der Marktpreis deutlich über der Preisobergrenze. Das Verkaufsmandat und die Preisobergrenze senken künstlich die Kosten für die Stromerzeugung in PLN durch Kohlekraftwerke, was dazu beiträgt, die Stromkosten für Endverbraucher niedrig zu halten.
Abbildung 1: Preis für Kraftwerkskohle im Vergleich zur inländischen Preisobergrenze von 70 US-Dollar.
Drittens sorgt eine unter dem Marktpreis liegende Tarifstruktur dafür, dass indonesische Verbraucher weniger zahlen als die Kosten für die Stromerzeugung und -verteilung. Die indonesische Regierung entschädigt PLN jährlich für dieses Defizit. Bis 2012 profitierten alle Stromkunden von dieser unter dem Marktpreis liegenden Tarifstruktur, doch in diesem Jahr strich die Regierung die Tarifunterstützung für wohlhabendere Gesellschaftsschichten.
Die im CIPP dargelegten „politischen Ermöglicher“ ändern das Subventionsregime Indonesiens nicht ausreichend. Stattdessen versuchen die von der indonesischen Regierung im CIPP dargelegten Maßnahmen lediglich, die wettbewerbswidrigen Auswirkungen dieser Subventionen anzugehen. Dies ist eine erhebliche Schwäche, da ein Großteil der Finanzierung für neue erneuerbare Energien aus dem privaten Sektor kommen muss. Nur wenige Unternehmen des privaten Sektors werden in Projekte für erneuerbare Energien in einem nicht wettbewerbsorientierten Markt investieren.
Eine im CIPP dargelegte Förderpolitik trägt den Titel „Angebotsseitige Anreize“ und konzentriert sich auf Methoden zur Reduzierung der inländischen Unterstützung für die Kohleindustrie. Das CIPP umreißt Indonesiens Inlandsmarktverpflichtung, die von Kohleproduzenten verlangt, 25 Prozent ihrer Gesamtproduktion für nicht mehr als 70 US-Dollar pro Tonne auf dem Inlandsmarkt zu verkaufen.
Diese Subventionen wirken sich auf die Stromplanungsentscheidungen von PLN aus. Da PLN zu einem niedrigen Preis auf eine garantierte Kohleversorgung zugreifen kann, ist Kohlestrom deutlich günstiger als andere Quellen wie erneuerbare Energien oder Erdgas. Infolgedessen ist es wahrscheinlicher, dass PLN Kohlekraftwerke baut oder Verträge mit unabhängigen Kohlekraftwerken abschließt. Diese Richtlinien bieten PLN keinen Anreiz zur Dekarbonisierung oder zur Zusammenarbeit mit Entwicklern erneuerbarer Energien.
Das CIPP empfiehlt, die inländische Preisobergrenze von 70 US-Dollar pro Tonne aufzuheben und gleichzeitig die 25-prozentige Inlandsmarktverpflichtung beizubehalten. Da dadurch die Kosten für den Kohleeinkauf in PLN steigen könnten, empfiehlt das CIPP, Gebühren von Bergbauunternehmen zu erheben, um die höheren Kosten in PLN zu decken (die indonesische Regierung zahlt PLN für die Differenz zwischen den Kosten für die Stromerzeugung und dem Endpreis, der den Kunden in Rechnung gestellt wird). Das CIPP stellt jedoch fest, dass die indonesische Regierung verschiedene Reformen formuliert, die weder die Inlandsmarktverpflichtung noch die Preisobergrenze aufheben würden.
Wenn Indonesien die Empfehlung des CIPP umsetzt, wird PLN „bei seinen Versand- und Investitionsentscheidungen einen Kohlepreis verwenden, der näher am Marktpreis liegt“. „Closer“ darf jedoch die Investitions- oder Versandentscheidungen von PLN nicht ändern. Wenn PLN Zugang zu Kohle oder kohlebefeuertem Strom zu unter dem Marktpreis liegenden Preisen erhält, werden die Entwickler von erneuerbaren Energien kaum wettbewerbsfähig sein, was die Investitionen begrenzt und die Energiewende Indonesiens untergräbt.
Eine zweite im CIPP dargelegte Förderpolitik konzentriert sich auf Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs). Ein Stromabnahmevertrag ist ein Vertrag zwischen einem Stromerzeuger (z. B. einem Kraftwerkseigentümer) und einem Abnehmer (in der Regel ein Energieversorger). In Indonesien ist PLN der einzige Abnehmer; Daher ist die Unterzeichnung eines PPA mit PLN erforderlich, um Finanzmittel zu gewinnen und ein neues Projekt für erneuerbare Energien zu entwickeln. Die Struktur dieser Verträge wird von der indonesischen Regierung vorgegeben. Das CIPP enthält Empfehlungen zur Verbesserung des indonesischen PPA-Rahmens, einschließlich der Standardisierung von PPA-Vorlagen zur Vereinfachung der Verhandlungen und der Entwicklung von Vorschriften zur klareren Risikoverteilung zwischen den PPA-Unterzeichnern. Diese Maßnahmen reichen jedoch nicht aus, um erneuerbare Energien mit Kohle konkurrenzfähig zu machen.
Für erneuerbare PPAs in Indonesien gilt eine Tarifobergrenze, eine Obergrenze für den Preis, zu dem sie Strom in PLN verkaufen können. Nach indonesischem Recht muss PLN sicherstellen, dass die Unterzeichnung eines neuen PPA für erneuerbare Energien die Strompreise der Kunden nicht erhöht. Infolgedessen sollte der Preis der in einem Solar- oder Windpark erzeugten Energie „so hoch wie oder niedriger sein als die Kosten für die Bereitstellung von Strom, der durch subventionierte fossile Brennstoffe erzeugt wird.“ [fuels].“ Solange PLNs subventionierte Kohle kaufen können, werden erneuerbare Energien in Indonesien nicht wettbewerbsfähig sein.
Das offensichtlichste Ergebnis der anhaltenden Subventionierung fossiler Brennstoffe in Indonesien ist eine anhaltende Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen. Ein heimtückischeres Ergebnis ist die Stagnation der Lieferkette für grüne Technologie in Indonesien. Wenn diese Subventionen bestehen bleiben, könnte Indonesien trotz der im Rahmen des JETP bereitgestellten Mittel die Chance verpassen, ein Kraftwerk für erneuerbare Energien zu werden.
Angesichts der schnell wachsenden Nickelabbaukapazität Indonesiens wird das Land einen großen Teil der Edelmetalle liefern, die für den Bau von Elektrofahrzeugen, langfristigen Batteriespeichersystemen und anderen erneuerbaren Technologien benötigt werden. Das CIPP sieht die „Verbesserung der Lieferkette für erneuerbare Energien“ als fünften Hauptinvestitionsbereich bis 2030 neben konkreteren Bemühungen zum Aufbau neuer Kapazitäten für erneuerbare Energien. Der Aufbau einer robusten Lieferkette für erneuerbare Energien in Indonesien würde seine Position weltweit stärken und es ihm ermöglichen, komplexere Produkte zu entwickeln und zu exportieren als nur neu gefördertes Nickel.
Allerdings sieht das CIPP auch die „Bewirtschaftung eines nachhaltigen, langfristigen Binnenmarktes“ als große Herausforderung. Preisobergrenzen für Kohle werden Investoren daran hindern, Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien zu bauen. Ohne den Bau erneuerbarer Anlagen in Indonesien wird es keine Inlandsnachfrage für indonesische Solar- oder Batteriehersteller geben. Ebenso werden Erdölsubventionen indonesische Verbraucher davon abhalten, sich für Elektrofahrzeuge zu entscheiden, da Benzinfahrzeuge weiterhin billiger sein werden. Nur durch den Abbau dieser Subventionen kann Indonesien das JETP nutzen, um sein Energiesystem zu dekarbonisieren und eine führende Rolle bei der globalen Energiewende einzunehmen.
