Indonesia es predominantemente un productor de carbón térmico que abastece a la generación eléctrica y calderas industriales; el carbón metalúrgico representa una parte relativamente pequeña de la producción y la mezcla de exportación del país. Indonesia entró en 2026 con el mercado del carbón esperando una corrección liderada por el gobierno después de dos años de producción excepcionalmente alta. Los responsables políticos señalaron aprobaciones más estrictas de los RKAB para controlar el exceso de oferta, apoyar los precios, preservar las reservas y priorizar la demanda interna. El resultado fue una fuerte recuperación de los precios del carbón de bajo y medio poder calorífico del país, aunque la producción minera no cayó tan rápido como inicialmente sugería la percepción.
Por tanto, el panorama completo del primer semestre es más complejo que una simple historia de recorte de oferta. Indonesia mantuvo una abundante capacidad minera y grandes cifras de producción, pero la incertidumbre política, las obligaciones internas, los desajustes de calidad del carbón y la comercialización selectiva redujeron el volumen de carbón disponible de inmediato para los compradores de exportación. Al mismo tiempo, las interrupciones del GNL en el segundo trimestre alentaron un mayor consumo de carbón en Asia y dieron a la subida un componente real de demanda.
1. Base del carbón de Indonesia: escala, coste y proximidad asiática
La ventaja competitiva de Indonesia no es simplemente el tamaño de sus reservas de carbón. Es la combinación de una minería a gran escala y de costes relativamente bajos, distancias de envío cortas a los principales compradores asiáticos y la capacidad de suministrar una amplia gama de calidades de carbón térmico. Esto convierte a Indonesia en el proveedor dominante en volumen de carbón de bajo y medio poder calorífico transportado por vía marítima, en particular a China, India, Filipinas, Malasia y Corea del Sur.
Indonesia contaba con aproximadamente 97,96 mil millones de toneladas de recursos de carbón a finales de 2024. El gráfico de reservas de 2025 suministrado reporta 33,25 mil millones de toneladas (33.250 Mt) de reservas probadas más probables de carbón. Kalimantan posee el 69,3% y Sumatra el 30,7%, siendo Kalimantan Oriental y Sumatra del Sur las dos regiones con mayores reservas. Alrededor del 69% de los recursos identificados eran carbón de bajo poder calorífico, de 4.200 kcal/kg GAR o inferior.
Indonesia reporta aproximadamente reservas nacionales de carbón de 33,25 mil millones de toneladas. Solo Kalimantan Oriental representa el 47,2%, seguido de Sumatra del Sur con el 23,5%; otras islas contribuyen colectivamente solo alrededor del 0,05%. Esta estructura es visible en la distribución de los permisos mineros de Indonesia. Kalimantan es la principal base exportadora, respaldada por una logística fluvial, de barcazas y marítima consolidada. Sumatra tiene una mayor relevancia doméstica gracias al suministro a PLN, las centrales eléctricas de boca de mina y el consumo de carbón de bajo poder calorífico. Existe material de mayor poder calorífico, pero no constituye el volumen dominante del sistema indonesio.
Ese perfil de calidad genera tanto una ventaja como una vulnerabilidad. El carbón de bajo poder calorífico es barato por tonelada, pero no siempre lo es tras ajustar por su contenido energético. Por tanto, la competitividad exportadora puede cambiar rápidamente cuando suben los fletes o los compradores optan por carbones más densos energéticamente de Australia, Sudáfrica u otros orígenes.
2. Clasificación de la calidad del carbón: dónde se sitúa la oferta indonesia
El carbón térmico indonesio se clasifica convencionalmente según su poder calorífico bruto en base tal como se recibe (GAR, por sus siglas en inglés). El GAR refleja el valor energético del carbón incluyendo su humedad en el momento de la recepción y está estrechamente ligado a la humedad, cenizas, azufre, comportamiento de combustión y uso final típicos de cada cargamento. La identidad comercial de Indonesia se concentra en la franja de poder calorífico bajo y medio de este espectro, habitualmente comprendida entre ICI 3 e ICI 5.
Las etiquetas de calidad son descriptores comerciales amplios. El valor real de un cargamento también depende de la humedad, el azufre, las cenizas, la ubicación de la mina y la logística.
Tanto el sistema de evaluación comercial ICI como el sistema administrativo HBA se estructuran en torno a las calidades que Indonesia realmente extrae y vende, aunque utilizan especificaciones de referencia diferentes y persiguen fines distintos. ICI tiene cinco grados; el marco actual del HBA tiene cuatro.
3. La producción se expandió rápidamente antes del giro de política de 2026
La producción de carbón de Indonesia ilustra una década de crecimiento constante interrumpido por un primer retroceso en 2025. La producción pasó de 563,7 millones de toneladas en 2020 a un pico de 836 millones de toneladas en 2024, una tasa de crecimiento anual compuesta de aproximadamente el 10,4 %, un ritmo impulsado en gran medida por la creciente demanda de exportación de China e India, junto con el aumento del consumo industrial doméstico. Ese crecimiento se revirtió en 2025, con una producción que se moderó hasta unos 817 millones de toneladas, un descenso interanual de alrededor del 2,3 %, lo que supone la primera contracción de la serie y una señal temprana de la disciplina productiva más estricta que se trasladaría al ciclo RKAB de 2026.
Una característica notable de los datos subyacentes es que la Obligación de Mercado Interno de Indonesia se ha cumplido y, por lo general, superado en todos los años mostrados. La asignación interna real se ha situado sistemáticamente en torno al 25–30 % de la producción total, holgadamente por encima del mínimo regulatorio, en lugar de limitarse al mínimo legal. Esto sugiere que los compromisos de suministro interno no han sido una restricción vinculante para los productores durante este período; más bien, el reciente ajuste en la asignación interna refleja una intención política deliberada de elevar aún más esa participación, no una respuesta a déficits previos. Las exportaciones han seguido siendo el canal principal, pero su participación en la producción total se ha reducido gradualmente al crecer la asignación interna, en consonancia con el giro hacia la priorización de la demanda energética y de fundición de Indonesia.
Tras este período de alta producción, el gobierno buscó inicialmente una reducción mucho más drástica para 2026, con la ambición de situar la producción en torno a los 600 millones de toneladas. Según los informes, muchas empresas recibieron cuotas RKAB iniciales entre un 40 y un 70 % inferiores a sus niveles de 2025. Los objetivos de la política iban más allá del sostén de precios: incluían controlar el exceso de oferta, preservar las reservas y garantizar la prioridad del suministro eléctrico nacional y las industrias estratégicas.
4. Por qué Indonesia maneja dos índices de referencia del carbón
4.1 HBA: referencia administrativa del gobierno
El Harga Batubara Acuan lo fija mensualmente el Ministerio de Energía y Recursos Minerales. Su función principal es administrativa: el HBA sirve de base para el precio de venta de referencia Harga Patokan Batubara, el cálculo de regalías y PNBP, y el cumplimiento del precio DMO. Los ajustes por cargamento reflejan el poder calorífico real, la humedad, el azufre y las cenizas con respecto a cuatro especificaciones de referencia: HBA a 6.322 kcal/kg GAR, HBA-I a 5.300, HBA-II a 4.100 y HBA-III a 3.400.
Cronología del HBA
Antes de 2023, el HBA utilizaba una cesta ponderada que incluía el Índice Indonesio del Carbón, el Newcastle Export Index, el GlobalCoal Newcastle Index y el Platts 5900, junto con evaluaciones indonesias. Dado que varios componentes representaban carbón de alto poder calorífico de fuera de Indonesia, el HBA podía desvincularse marcadamente del valor obtenido por los vendedores indonesios de cargamentos de bajo poder calorífico. En octubre de 2022, por ejemplo, el HBA alcanzó unos 330 USD/t, mientras que el ICI 4, representativo del grado que muchos productores indonesios embarcaban realmente, se situaba en torno a 91–95 USD/t. Los productores argumentaron que la brecha exageraba las obligaciones de regalías para las empresas que no vendían carbón premium.
El Kepmen ESDM No. 41/2023 reemplazó la cesta de índices internacionales por una fórmula basada en precios reales de transacción FOB reportados a través del sistema e-PNBP Minerba. El cálculo asigna un 70 % de peso al precio promedio de venta del mes anterior y un 30 % al del mes previo a ese. El material suministrado identifica el Kepmen ESDM No. 72/2025 como la regulación vigente y señala que mantiene el enfoque basado en transacciones y la estructura de cuatro niveles.
4.2 ICI: el referencial del mercado comercial
El Índice del Carbón de Indonesia es una serie de precios semanales evaluada conjuntamente por Argus Media y PT Coalindo Energy. Cubre cinco calidades FOB —6.500, 5.800, 5.000, 4.200 y 3.400 kcal/kg GAR— y se nutre de información de compradores, vendedores e intermediarios activos en el mercado físico. El ICI es más utilizado en la negociación comercial por su frecuencia, independencia, mapeo granular de las calidades reales de cargamento y comparabilidad con los referenciales de Newcastle y Richards Bay. El HBA sigue siendo indispensable, pero para una función fiscal y administrativa más acotada. Dado que ahora el HBA se deriva de transacciones domésticas que a su vez reflejan las condiciones del mercado, ambas series se mueven de manera más estrecha que antes de 2023, aunque el HBA todavía tiende a rezagarse.
Esa amplitud explica en gran medida por qué el ICI funciona como la referencia de precios líder para el carbón indonesio en general, utilizándose tanto para contratos nacionales e internacionales, cálculos de regalías e impuestos, finanzas corporativas y planificación de la producción, en lugar de ser una serie de precios más limitada y específica de un origen. Su periodicidad semanal, frente a la construcción mensual y retrospectiva del HBA, es la otra razón clave por la que sigue siendo el referencial contra el cual las partes comerciales realmente negocian: responde a las condiciones actuales del mercado en vez de rezagarse hasta dos meses, se deriva independientemente de la administración gubernamental y se cotiza junto a Newcastle y Richards Bay para la comparación entre mercados. El HBA continúa cumpliendo una función más limitada pero esencial: determinar las obligaciones de regalías y la liquidación de precios DMO en lugar del valor de la transacción comercial.
5. Producción a principios de 2026: la política se ajustó más rápido que la producción minera
La producción de carbón de Indonesia no colapsó a principios de 2026. El mercado se volvió más restringido porque la producción se vio cada vez más determinada por la política RKAB en lugar de la capacidad minera. Las cifras preliminares citadas en el análisis proporcionado sitúan la producción de enero a mayo en 302 Mt, solo un 6 % menos interanual, mientras que las ventas y comercialización de carbón cayeron mucho más bruscamente a 257,27 Mt, un 17 % menos.
Una estimación indicativa para el 1S de unos 362,4 Mt ya equivaldría a más del 60 % de un objetivo anual de 600 Mt e implicaría un ritmo anualizado superior a 700 Mt. Esta era la contradicción central del 1S: la política de oferta era alcista para los precios, pero la implementación seguía siendo incompleta. Los mineros todavía producían a un ritmo relativamente alto, mientras que la absorción del mercado, las exportaciones y las asignaciones internas se volvían más selectivas.
6. Exportaciones, demanda asiática y posición global de Indonesia
En la comparación de datos espejo de aduanas de 2025, Indonesia siguió siendo el mayor exportador mundial de carbón por volumen, con 531,15 Mt, equivalentes al 41,9 % de las declaraciones del lado exportador. Australia le siguió con 356,45 Mt. Estados Unidos, Sudáfrica, Colombia, Rusia y Canadá fueron significativamente menores. Australia compite más directamente en carbón térmico y metalúrgico de alto poder calorífico (CV); Indonesia lidera el volumen total de exportación gracias a su gran base de carbón térmico de CV bajo y medio.
Principales 20 países exportadores de carbón en 2025 (millones de toneladas; clasificación según datos espejo de aduanas).
En el lado de las importaciones, China fue el mayor comprador declarado en 2025 con 491,09 Mt, o el 32,5 % de las declaraciones del lado importador, seguida de India con 253,46 Mt, o el 16,8 %. Japón, Corea del Sur, Vietnam y Taiwán formaron el siguiente grupo. Por lo tanto, la demanda mundial de carbón transportado por mar está fuertemente concentrada en Asia. Para Indonesia, China e India siguen siendo los principales centros de demanda externa debido a su escala y capacidad para consumir carbón indonesio de CV bajo y medio.
Principales 20 países importadores de carbón en 2025 (millones de toneladas; clasificación según datos espejo de aduanas).
6.1 Cuotas declaradas del 1S 2026 y combinación de destinos en junio
Según datos procesados por SMM e información aduanera disponible, las declaraciones del lado exportador de enero a junio de 2026 totalizaron 469,32 Mt. Indonesia representó 195,58 Mt, o el 41,7 % de este total declarado en origen, seguido de Australia con el 29,8 %, Estados Unidos con el 8,1 % y Sudáfrica con el 6,9 %. En el lado importador, la demanda combinada de destinos de enero a junio fue liderada por China con 182,82 Mt, o el 30,4 % del total declarado, seguida de India con el 17,0 %, Japón con el 11,0 % y Corea del Sur con el 9,5 %.
Estas proporciones describen la estructura global de origen de enero a junio y la demanda de destino del lado importador; no constituyen una matriz bilateral Indonesia-China. Dado que los informes aduaneros del período final están incompletos, SMM las considera proporciones provisionales del primer semestre que podrían revisarse tras declaraciones adicionales.
7. DMO, "penugasan" y la diferencia entre oferta total y oferta utilizable
La Obligación de Mercado Interno (DMO) de Indonesia es una norma de prioridad nacional. El parámetro general exige que los productores de carbón destinen el 25% de su producción anual aprobada a usuarios nacionales. El cumplimiento está vinculado a las aprobaciones del RKAB y a las asignaciones anuales internas, con obligaciones de reporte, calidad y entrega que protegen a la PLN, las centrales eléctricas de carbón y las industrias estratégicas. El 25% constituye, por tanto, una referencia política mínima y no una proporción efectiva uniforme para cada mina. El incumplimiento puede acarrear fondos de compensación, multas o restricciones a las ventas de carbón al exterior.
"Penugasan" se refiere a la asignación práctica del suministro interno, que determina qué minero abastece a qué comprador nacional, normalmente la PLN u otro usuario estratégico. La DMO establece la cuota amplia, mientras que el penugasan es el mecanismo de asignación. Esto hace que la carga sea desigual: los mineros con grandes asignaciones vinculadas a la PLN o al Estado pueden efectivamente suministrar más que el porcentaje nominal.
El desafío del carbón nacional en Indonesia no radica tanto en la disponibilidad agregada nacional como en la asignación del carbón adecuado a usuarios concretos. El DMO establece las obligaciones generales de venta interna de los productores, mientras que el gobierno puede designar a productores o comercializadores específicos para atender carencias urgentes de suministro. Sin embargo, la carga resultante no se puede inferir únicamente de la cuota de demanda asociada a usuarios vinculados al Estado; se necesitan datos de asignación y entrega a nivel de empresa para mostrar qué proveedores soportan la mayor obligación.
Se estimó que el Grupo PLN y los productores independientes de energía necesitarían 152,51 Mt en 2026. El déficit declarado entre enero y mayo, de aproximadamente 9,4 Mt, se compuso de 5,67 Mt de carbón de rango medio y 3,76 Mt de carbón de bajo rango. Sin embargo, el promedio de recepción declarado de 10,7 Mt mensuales no concilia plenamente con estas cifras y debería contrastarse con el calendario real de entregas mensuales de PLN. No obstante, la escasez ilustra que una producción nacional suficiente no garantiza la disponibilidad del grado de carbón, la ubicación y el momento de entrega adecuados para cada central.
Marco de precios máximos: El carbón suministrado para la generación eléctrica pública tiene un precio tope de US$70/t FOB buque en la especificación de referencia de 6.322 kcal/kg GAR, según el Decreto MEMR 139.K/HK.02/MEM.B/2021. El carbón suministrado a usuarios industriales nacionales, incluida la cementera, tiene un precio tope de US$90/t conforme al Decreto 58.K/HK.02/MEM.B/2022. Ambos precios de referencia se ajustan por poder calorífico real, humedad, azufre y cenizas. El régimen de US$90/t excluye el procesamiento y refinado de minerales metálicos, por lo que el carbón para fundiciones no debe tratarse automáticamente como sujeto al precio máximo de la cementera.
La tensión comercial se hace tangible cuando los retornos netos equivalentes a la exportación superan los topes nacionales. A modo de ejemplo, en el primer período de mayo de 2026, el HBA oficial de 6.322 GAR se situó en US$106,57/t, lo que implica una brecha teórica de referencia de US$36,57/t frente al tope de PLN y de US$16,57/t frente al tope industrial, antes de considerar los efectos de calidad, flete, contratos y regalías. Un minero con una elevada participación en DMO o penugasan podría, por tanto, obtener menores ingresos y márgenes que en una venta de exportación de un carbón comparable, lo que crea un incentivo para limitar la exposición nacional a los volúmenes obligatorios o asignados. Se trata de una preocupación de margen, no de una opción legal para eludir el DMO: el incumplimiento puede acarrear multas, pagos compensatorios y restricciones a la exportación. Si los precios de exportación caen por debajo de los topes, o si los ajustes de calidad y logística absorben el diferencial, la prima de exportación puede reducirse o desaparecer.
8. Tendencia de precios del primer semestre de 2026: primer trimestre liderado por la política, segundo trimestre liderado por la demanda
Para analizar los precios de 2026, los índices ICI 3, ICI 4 e ICI 5 ofrecen la visión más clara, ya que representan el mercado físico indonesio de carbón de poder calorífico medio y bajo. El HBA sigue siendo relevante a efectos administrativos y fiscales, pero su carácter retrospectivo mensual hace que tienda a seguir al mercado físico con retraso.
Primer trimestre: expectativas sobre el RKAB, clima y menor oferta al contado
El primer trimestre estuvo inicialmente impulsado por las expectativas de que Indonesia redujera su objetivo de producción de carbón para 2026, de los 790 millones de toneladas de 2025 a unos 600 millones de toneladas. Mientras se ultimaban las asignaciones del RKAB a nivel de empresa, las demoras en las aprobaciones y la incertidumbre sobre las cuotas individuales llevaron a algunos mineros a ser cautelosos en la planificación de la producción y las ventas a plazo. Esto restringió la disponibilidad inmediata de cargamentos al contado, especialmente de los productores pequeños y medianos.
Las lluvias estacionales reforzaron las preocupaciones de oferta derivadas de las políticas, al perturbar la minería a cielo abierto, las vías de acarreo y las operaciones de barcazas en partes de Kalimantan y Sumatra. Las exportaciones de enero cayeron a 39,56 millones de toneladas, un 22,7% menos intermensual, mientras que BPS confirmó posteriormente que la producción nacional de carbón disminuyó durante el primer trimestre. No obstante, el impacto fue desigual: algunos productores adelantaron producción y entregas de DMO ante posibles reducciones de cuotas, por lo que el mercado se enfrentó a una oferta marginal restringida más que a un recorte generalizado de la producción nacional.
Entre el 2 de enero y el 27 de marzo, el ICI 3 subió un 23,0%, de 60,91 US$/t a 74,89 US$/t; el ICI 4 aumentó un 32,7%, de 45,46 US$/t a 60,31 US$/t; y el ICI 5 ganó un 17,6%, de 30,97 US$/t a 36,41 US$/t. El ICI 4 registró el mayor incremento porcentual, en consonancia con una disponibilidad más ajustada y una competencia más intensa por el grado de exportación indonesio de referencia de 4.200 kcal/kg GAR. No obstante, parte de su mejor comportamiento relativo reflejó su precio de partida más bajo, mientras que la interrupción del GNL a principios de marzo también contribuyó a la fase final del aumento del primer trimestre.
Segundo trimestre: interrupción del GNL y demanda de sustitución de gas por carbón
Durante el segundo trimestre, el soporte del mercado se desplazó hacia la seguridad energética regional. La interrupción de los flujos de petróleo y GNL a través del estrecho de Ormuz eliminó una parte sustancial de la oferta energética mundial, lo que elevó bruscamente los precios del gas en Asia y del petróleo internacional. Los mayores precios del GNL alentaron a las empresas de servicios públicos con suficiente flexibilidad de combustible y capacidad de carbón disponible a reducir el consumo de gas al contado y aumentar la generación con carbón.
La interrupción también afectó a los costes de suministro del carbón. El Brent subió de unos 71 US$/bbl el 27 de febrero a 104 US$/bbl el 9 de marzo y se mantuvo volátil durante el segundo trimestre, mientras que los precios del gasóleo y otros productos refinados aumentaron aún más. Dado que la producción indonesia de carbón a cielo abierto depende en gran medida de equipos mineros, camiones, barcazas y buques de apoyo propulsados por diésel, el encarecimiento de los combustibles elevó los costes de producción y logística. Por tanto, el repunte del carbón reflejó tanto una mayor demanda de sustitución de gas por carbón como una base de costes más elevada en toda la cadena de suministro indonesia.
Del 27 de marzo al 26 de junio, el ICI 3 subió otro 13,3%, hasta 84,83 US$/t; el ICI 4 ganó un 9,3%, hasta 65,92 US$/t; y el ICI 5 aumentó un 14,1%, hasta 41,54 US$/t. Los precios alcanzaron su máximo en torno al 12 de junio antes de ceder ligeramente hacia el final del mes. En el conjunto del primer semestre, el ICI 3 subió un 39,3%; el ICI 4, un 45,0%; y el ICI 5, un 34,1%. En general, el repunte reflejó los efectos combinados de las expectativas de oferta vinculadas al RKAB, el clima y las limitaciones operativas, la sustitución de combustibles impulsada por el GNL y el aumento de los costes de producción y transporte relacionados con el petróleo.
9. Perspectivas para el segundo semestre de 2026: una pausa antes de una posible recuperación en el cuarto trimestre
El repunte del primer semestre se ha estancado. Los compradores extranjeros están rechazando las ofertas más elevadas, y unos inventarios holgados han restado urgencia a la reposición. Ante la falta de un nuevo catalizador, la evolución de los precios en el segundo semestre se asemeja más a una consolidación que a la reanudación de la tendencia alcista.
El RKAB es la variable decisiva para el segundo semestre. Los productores buscan maximizar las aprobaciones económicamente utilizables, y el escenario indicativo de SMM sitúa la disponibilidad total de cuota para 2026 en torno a 730-750 Mt. Se trata de un escenario analítico, no de una cifra oficial anunciada, y está condicionado principalmente a que se satisfagan las necesidades internas de carbón. El cumplimiento del DMO, la calidad de los cargamentos y la capacidad real de entrega determinarán qué parte del volumen aprobado puede convertirse en oferta exportable.
La demanda invernal ofrece cierto soporte, pero la estacionalidad por sí sola no hará gran parte del trabajo pesado. Un verdadero repunte necesita algo más que un efecto calendario: una disciplina estricta en el RKAB, una interrupción climática o logística, o una reposición que supere la norma. Si las aprobaciones se sitúan cerca del máximo de nuestro rango y se utilizan plenamente, el tonelaje adicional aboga por una corrección más prolongada, no más corta.
SMM considera que la magnitud del RKAB es el factor determinante de la dirección de los precios en el cuarto trimestre.
La magnitud de las aprobaciones del RKAB para 2026 es la única variable que decide hacia dónde se moverán los precios en el segundo semestre.
- Si las aprobaciones resultan amplias, con la cuota emitida cerca del máximo del rango y en gran medida utilizable, se espera que la corrección continúe. Un mayor tonelaje aprobado significa más carbón susceptible de exportación, y ese excedente de oferta limita cualquier recuperación de precios de aquí a final de año.
- Si las aprobaciones se mantienen ajustadas y la aplicación del DMO se mantiene firme, el volumen exportable se reduce. Si a eso se suma el repunte estacional de la demanda que suele acompañar a las interrupciones de la producción y la logística por la temporada de lluvias en el cuarto trimestre, el escenario se inclina hacia una recuperación de los precios de cara a fin de año: una oferta ajustada que se encuentra con un pico de demanda estacional, en lugar de que la estacionalidad actúe por sí sola.
En resumen: RKAB amplio → la corrección persiste. RKAB ajustado + DMO estricto → recuperación de precios a fin de año. La decisión sobre las cuotas es la bifurcación del camino; todo lo demás (demanda invernal, logística de la temporada de lluvias) solo determina la intensidad del movimiento una vez decidida esa bifurcación.
![[Análisis SMM] Escasa voluntad de compra aguas abajo; cuentas por pagar de productos intermedios en horas bajas esta semana](https://imgqn.smm.cn/usercenter/NHXhQ20251217171733.jpg)
