Bangladesh Berdepan Subsidi LNG Melebihi Tk 60 bagi Setiap Meter Padu ketika Projek Gas Asia Terbantut

Import mahal menekan belanjawan tenaga Bangladesh

Bangladesh perlu menyediakan subsidi lebih daripada Tk 60 bagi setiap meter padu gas apabila harga gas asli cecair (LNG) import mencecah US$20 bagi setiap juta unit terma British, menurut penilaian Institut Ekonomi Tenaga dan Analisis Kewangan yang dikeluarkan pada 5 November 2026. Gangguan bekalan memaksa negara itu membeli LNG pada harga yang lebih tinggi pada waktu-waktu tertentu sepanjang 2026, sekali gus menambah tekanan terhadap kewangan awam ketika kekurangan gas berterusan.

Dapatan itu meletakkan masalah subsidi Bangladesh dalam konteks kelembapan pelaburan yang lebih meluas. Di Bangladesh, Filipina, Vietnam dan Thailand, sebanyak 49 loji janakuasa gas dan 22 projek terminal import LNG yang dicadangkan telah dibatalkan, ditarik balik atau tidak aktif antara 2021 hingga 2026. Nilai anggaran pelaburan gabungan projek-projek itu ialah US$67.8 bilion.

Kajian projek lima tahun IEEFA, yang ditulis oleh Sam Reynolds dan Christopher Doleman, meneliti 92 loji janakuasa yang dicadangkan bernilai US$109.2 bilion serta 44 terminal import bernilai US$21 bilion. Hanya 11 peratus daripada kapasiti penjanaan elektrik yang dicadangkan dan 15 peratus daripada kapasiti terminal yang dirancang mula beroperasi dalam tempoh kajian.

Bangladesh telah mentauliahkan tiga loji janakuasa LNG sejak 2021. Namun, kos bahan api dan elektrik yang tinggi meningkatkan keperluan subsidi serta kebergantungan terhadap pembiayaan luar bagi melindungi rizab pertukaran asing, menurut penilaian itu. Bekalan LNG yang tidak menentu menyebabkan negara itu terus berdepan kekurangan gas walaupun perbelanjaan telah dibuat.

Bagi Bangladesh, masalah segera ialah cara membayar bahan api import tanpa menambah tekanan terhadap belanjawan. Bagi pemaju di empat negara itu, masalah bermula lebih awal: mendapatkan peralatan, pembiayaan dan perjanjian jual beli elektrik yang dapat menyokong projek sepanjang tempoh pembinaan bertahun-tahun serta perubahan harga bahan api.

Maksud angka subsidi Tk 60

Anggaran subsidi IEEFA menghubungkan harga belian antarabangsa dengan sokongan kewangan yang diperlukan untuk membekalkan gas di Bangladesh. Subsidi menampung sebahagian daripada jurang antara kos pembekalan tenaga dengan jumlah yang diperoleh melalui jualan. Kerajaan menanggung jurang itu dan tidak memindahkan keseluruhan kos secara langsung kepada pengguna.

LNG ialah gas asli yang disejukkan menjadi cecair supaya boleh dibawa dengan kapal. Terminal import menukarkannya semula menjadi gas untuk digunakan di loji janakuasa, kilang dan kemudahan lain. Harga antarabangsa lazimnya disebut bagi setiap juta unit terma British, atau MMBtu, iaitu ukuran tenaga, manakala gas yang dibekalkan di dalam negara boleh diukur mengikut isipadu dalam meter padu.

Angka lebih daripada Tk 60 itu terpakai apabila harga LNG ialah US$20 bagi setiap MMBtu. Harga LNG spot Asia mencecah US$27.50 bagi setiap MMBtu pada September 2026, iaitu 37.5 peratus melebihi harga rujukan tersebut. Pembelian spot ialah kargo yang dibeli untuk penghantaran dalam masa terdekat, bukannya melalui kontrak bekalan jangka panjang. IEEFA tidak memberikan anggaran subsidi sepadan bagi harga September atau unjuran jumlah subsidi tahunan.

Shafiqul Alam, penganalisis tenaga utama IEEFA bagi Bangladesh, menggambarkan tekanan terhadap kewangan awam:

Kenaikan harga gas asli cecair (LNG) di pasaran antarabangsa menambah tekanan subsidi terhadap sektor tenaga,

Alam berkata turun naik harga sepanjang empat hingga lima tahun lalu menyukarkan usaha memastikan bahan api mampu dibeli dan bekalan kekal boleh dipercayai bagi negara pengimport yang sensitif terhadap harga seperti Bangladesh. Bil import yang lebih tinggi turut meningkatkan keperluan mata wang asing, sekali gus mengaitkan keputusan pembelian tenaga dengan usaha negara itu mengekalkan rizabnya.

Sejauh mana saluran pelaburan terbantut?

IEEFA mengenal pasti US$56.1 bilion dalam projek loji janakuasa gas yang dicadangkan tetapi dibatalkan, ditarik balik atau tidak aktif. Projek itu merangkumi 49 loji dengan kapasiti 66.2 gigawatt. Satu gigawatt bersamaan 1,000 megawatt, iaitu ukuran jumlah elektrik yang boleh dijana oleh loji pada sesuatu masa.

Sebanyak 22 lagi projek pengegasan semula, bernilai US$11.7 bilion, turut termasuk dalam kategori tersebut. Secara keseluruhan, projek-projek itu mewakili kapasiti untuk mengendalikan 82 juta tan LNG setahun. Pengegasan semula ialah proses memanaskan LNG sehingga kembali menjadi gas selepas penghantaran.

Kesemua 71 projek yang terjejas merangkumi kira-kira 52 peratus daripada 136 cadangan loji janakuasa dan terminal yang dikaji. Nilai gabungannya sebanyak US$67.8 bilion juga bersamaan kira-kira 52 peratus daripada saluran pelaburan bernilai US$130.2 bilion. IEEFA mengira nilai projek-projek itu hampir 4.5 kali ganda nilai projek yang disiapkan dalam tempoh berkenaan.

Kemajuan projek siap adalah terhad pada kedua-dua bahagian rantaian bekalan: hanya 15 peratus kapasiti terminal yang dicadangkan dan 11 peratus kapasiti janakuasa yang dirancang mula beroperasi. Projek elektrik LNG memerlukan infrastruktur penghantaran bahan api serta peralatan penjanaan. Kelewatan pada salah satu bahagian boleh menyebabkan bahagian yang satu lagi terpaksa menunggu bekalan atau pelanggan yang diperlukan.

Lima tahun pencapaian, dengan tempoh menunggu lebih lama untuk beroperasi

Kajian IEEFA mengemas kini penilaian yang diterbitkan pada 2021, yang meneliti tujuh pasaran Asia dan mengenal pasti kekangan ekonomi, kewangan, infrastruktur dan dasar. Kajian baharu itu memberi tumpuan kepada empat negara yang dijangka menyumbang kepada pertumbuhan permintaan LNG.

Tarikh-tarikh utama menunjukkan perkembangan rancangan pelaburan seiring dengan peningkatan kos:

• 2021: IEEFA menerbitkan penilaian serantau terdahulu yang menjadi titik permulaan kajian baharu.
• 2021 hingga 2026: Bangladesh mentauliahkan tiga loji janakuasa LNG, manakala hanya satu projek janakuasa LNG di Vietnam mencapai operasi komersial.
• Sejak 2022: Kos modal bagi projek gas terkini di Amerika Syarikat hampir meningkat empat kali ganda, menggambarkan tekanan dalam pasaran peralatan dan pembinaan yang lebih luas.
• September 2026: Harga LNG spot Asia mencecah US$27.50 bagi setiap MMBtu, hampir tiga kali ganda paras sebelum konflik yang disebut dalam penilaian itu.
• 5 November 2026: IEEFA menerbitkan kajian hasil projek di empat negara tersebut.

Secara purata, loji janakuasa yang siap mengambil masa lebih tujuh tahun dari pengumuman awam pertama tentang pembangunan projek hingga ditauliahkan. Pemaju lazimnya mengunjurkan tempoh tiga hingga empat tahun. Oleh itu, purata sebenar melebihi tiga tahun berbanding had tertinggi unjuran lazim tersebut.

Tempoh menunggu itu penting bagi perancangan elektrik. Loji yang dijangka membekalkan kuasa dalam tempoh empat tahun mungkin hanya beroperasi jauh lebih lewat, sementara kos peralatan, bahan api import dan pembiayaannya berubah sepanjang tempoh itu. Jadual projek menentukan bila perbelanjaan mula menghasilkan elektrik dan pendapatan.

Mengapa kos elektrik LNG boleh meningkat lebih dua kali ganda

IEEFA menganggarkan kos bahan api dan peralatan yang lebih tinggi, digabungkan dengan mata wang tempatan yang lebih lemah, boleh meningkatkan kos elektrik LNG teraras sepanjang hayat kepada 2.3 kali ganda paras asas 2021. Ini bersamaan kenaikan sehingga 130 peratus.

Kos teraras ialah anggaran kos purata untuk menghasilkan satu unit elektrik sepanjang hayat operasi loji. Pengiraan itu merangkumi kos pembinaan, pembiayaan, bahan api dan operasi. Jika anggaran asal ditetapkan pada 100, kenaikan 130 peratus akan menjadikannya 230.

Christopher Doleman, pakar LNG dan gas Asia IEEFA serta penulis bersama kajian itu, berkata banyak rancangan tenaga serantau mengandaikan harga bahan api yang agak rendah dan modal yang mampu dibiayai. Gabungan kenaikan kos kini mengancam daya maju kewangan yang menjadi asas perancangan projek-projek tersebut.

Susut nilai mata wang menambah tekanan. Apabila nilai mata wang tempatan merosot berbanding dolar AS, pembeli memerlukan lebih banyak wang tempatan untuk membayar bil dolar yang sama bagi LNG atau peralatan import. Oleh itu, kos projek boleh meningkat dalam mata wang tempatan walaupun harganya dalam dolar tidak berubah.

Kekurangan turbin gas memanjangkan tempoh penghantaran peralatan berat kepada enam tahun atau lebih. Projek gas terkini di Amerika Syarikat berdepan kos modal hampir empat kali ganda paras 2022. Bagi pemaju Asia yang bersaing dalam pasaran peralatan sama, kekurangan itu menimbulkan ketidaktentuan terhadap belanjawan pembinaan dan tarikh mula operasi.

Mengapa pemberi pinjaman memerlukan pembeli elektrik yang boleh diharap

Sam Reynolds, ketua penyelidikan LNG dan gas Asia IEEFA serta penulis bersama laporan itu, berkata turun naik pasaran bahan api, peralatan dan mata wang meningkatkan risiko projek tidak berjalan seperti dirancang. Pendapatan yang kurang menentu juga menyukarkan usaha mendapatkan pembiayaan.

Banyak pembangunan tenaga berskala besar bergantung pada pembiayaan projek tanpa rekursa. Secara ringkas, pemberi pinjaman menjangkakan bayaran balik datang terutamanya daripada pendapatan dan aset projek itu sendiri, bukannya jaminan menyeluruh yang meliputi perniagaan lain pemaju. Mereka perlu yakin bahawa jualan elektrik akan menampung kos operasi dan pembayaran balik hutang.

Perjanjian pembelian tenaga menetapkan syarat pembeli mendapatkan bekalan elektrik daripada loji. Perjanjian yang boleh dibiayai ialah perjanjian yang dianggap cukup boleh diharap oleh pemberi pinjaman untuk menyokong pinjaman. Apabila kos bahan api boleh melonjak dengan mendadak, pemaju, pembeli dan pengawal selia perlu menetapkan pihak yang akan menanggung kenaikan itu.

Beban subsidi Bangladesh menunjukkan kesan masalah itu terhadap kewangan awam. Usaha memastikan tenaga mampu dibeli pengguna menyebabkan kerajaan menanggung lebih banyak kos. Di peringkat projek, ketidaktentuan tentang pihak yang akan membayar boleh melambatkan kontrak yang diperlukan untuk menarik pemberi pinjaman.

Halangan berbeza di Filipina, Vietnam dan Thailand

Beberapa projek di Filipina telah dibatalkan sejak 2021, apabila pemaju bergelut untuk mendapatkan perjanjian pembelian elektrik yang boleh dibiayai dengan syarikat utiliti pengagihan. Permintaan LNG yang terhad di luar sektor penjanaan elektrik turut melemahkan daya maju perniagaan terminal import baharu.

Perkembangan tenaga boleh baharu menambah ketidaktentuan tentang kekerapan loji gas Filipina akan diminta menjana elektrik. Loji yang beroperasi untuk tempoh lebih singkat mempunyai kurang elektrik untuk dijual, sekali gus menjejaskan pendapatan yang tersedia bagi mendapatkan semula kos pembinaan dan membayar balik pinjaman.

Vietnam mempunyai sasaran bercita-cita tinggi untuk penjanaan elektrik LNG, namun hanya satu projek mencapai operasi komersial sepanjang lima tahun yang dikaji. Ketidaktentuan perjanjian pembelian elektrik, kenaikan harga LNG dan pemulihan kos melalui tarif elektrik telah mengehadkan pelaburan. Penilaian itu turut mengenal pasti kebimbangan terhadap kedudukan kewangan syarikat utiliti elektrik milik negara.

Thailand mencatat kemajuan yang secara relatifnya lebih besar dalam pembangunan projek janakuasa gas. Namun, sebahagian besar kapasiti loji gas dan terminal LNG sedia ada masih kurang digunakan. Pengalaman negara itu menambah satu lagi kebimbangan selain kelewatan di tempat lain: infrastruktur yang siap tetap memerlukan permintaan mencukupi untuk menyokong operasinya.

Opsyen Bangladesh melangkaui usaha mengimport lebih banyak gas

Alam mengesyorkan agar Bangladesh memanfaatkan lebih banyak sumber gas domestik yang belum diterokai, meningkatkan kecekapan tenaga dan memperluas tenaga boleh baharu secara besar-besaran. Cadangan beliau menangani kedua-dua sumber tenaga dan jumlah penggunaan tenaga oleh pengguna.

Gas domestik akan mengurangkan kebergantungan pada kargo import, manakala peningkatan kecekapan akan mengurangkan jumlah bahan api yang diperlukan untuk menghasilkan keluaran industri atau perkhidmatan tenaga yang sama. Cadangan itu turut merangkumi perhatian lebih besar terhadap elektrifikasi dari segi permintaan, iaitu menggantikan sebahagian peralatan yang membakar bahan api secara langsung dengan peralatan berkuasa elektrik.

Industri, misalnya, boleh menggantikan dandang gas dengan pam haba cekap tenaga. Pam haba menggunakan elektrik untuk memindahkan haba, bukannya menghasilkan semua haba dengan membakar bahan api. Alam menyifatkan peralihan itu sebagai cara mengurangkan penggunaan gas industri dan meningkatkan kecekapan.

Penurunan kos solar dan angin, tempoh penghantaran yang lebih singkat serta peningkatan kapasiti penyimpanan bateri turut mengubah pilihan selain penjanaan LNG. Penilaian itu berhujah perkembangan ini boleh mengurangkan keperluan loji gas untuk membekalkan elektrik secara tetap serta memenuhi permintaan puncak.

Tiga loji LNG baharu Bangladesh membuktikan projek boleh mula beroperasi. Namun, kekurangan bekalan yang berterusan dan subsidi yang meningkat menunjukkan mengapa keputusan seterusnya perlu mengambil kira bekalan bahan api, kos operasi dan permintaan, selain pembinaan. Di empat negara tersebut, dapatan utama IEEFA ialah penghantaran projek sebenar jauh ketinggalan berbanding jangkaan pertumbuhan LNG yang pesat.

Perkara Utama

• IEEFA menganggarkan Bangladesh memerlukan subsidi lebih daripada Tk 60 bagi setiap meter padu gas apabila harga LNG import ialah US$20 bagi setiap MMBtu.
• Harga LNG spot Asia mencecah US$27.50 bagi setiap MMBtu pada September 2026, melebihi harga yang digunakan untuk anggaran subsidi itu.
• Di empat negara, 49 loji janakuasa dan 22 projek terminal LNG bernilai US$67.8 bilion telah dibatalkan, ditarik balik atau tidak aktif antara 2021 hingga 2026.
• Hanya 11 peratus kapasiti janakuasa yang dicadangkan dan 15 peratus kapasiti terminal yang dirancang mula beroperasi.
• Secara purata, loji janakuasa yang siap mengambil masa lebih tujuh tahun untuk beroperasi, berbanding unjuran lazim tiga hingga empat tahun.
• IEEFA menganggarkan kos elektrik LNG boleh meningkat sehingga 130 peratus berbanding paras asas 2021 dan mengesyorkan penggunaan gas domestik, kecekapan, tenaga boleh baharu serta elektrifikasi yang lebih meluas di Bangladesh.